УСТАНОВКА ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДВУХ ПЛАСТОВ ОДНОЙ СКВАЖИНЫ

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к установкам для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины.
Из уровня техники известно Изобретение «Способ исследования продуктивных пластов при одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины и установка для его реализации» (патент №2546218, RU, Е21В 43/14, опубликовано 10.04.2015), в котором описана установка содержащая: хвостовик с заглушкой, приемное устройство, пакер, разъединитель-соединитель, электрический клапан, блок погружной телеметрии, погружной электродвигатель с кабелем, электроприводный насос, клямсошламоуловитель. При этом электрический клапан соединен механически и электрически с блоком погружной телеметрии, оснащен датчиком давления и узлом, исключающим влияние тока погружного электродвигателя, а управление электрическим клапаном производится через блок погружной телеметрии со станции управления установкой электроприводного насоса, совмещенной со станцией управления клапаном. Установка позволяет регулировать объем добычи частичным открытием клапана. Периодическое открытие-закрытие клапана производится при работающем электропогружном насосе
Недостатком данной установки является то, что она не обеспечивает возможность учета дебита каждого из пластов в режиме реального времени. Замер расхода жидкости, поступающей с верхнего пласта возможен только при закрытом клапане, при котором жидкость с нижнего пласта на прием насоса не поступает. Расход жидкости нижнего пласта возможен пересчетом показаний расхода жидкости с двух пластов одновременно и расхода жидкости верхнего пласта. При такой схеме контроль расхода жидкости с каждого из пластов возможен только при остановке нижнего объекта и, следовательно, потерях нефти.
Известно так же изобретение «Однопакерная насосная установка для добычи флюида из двух пластов скважины» (патент №2611786, RU, Е21В 43/14, Е21В 47/06 опубликовано 20.05.2016), установка по которому содержит: колонну лифтовых труб, устьевую арматуру, стыковочный узел, двуякорный пакер, погружной электроприводной насос с блоком погружной телеметрии, который включает датчик измерения затрубного давления над пакером, электроприводной дроссельный клапан с затвором и запорным седлом, соединенный механически и электрически с блоком погружной телеметрии. При этом установка оснащена телемеханической системой с возможностью автоматического управления погружным электроприводным насосом и дроссельным клапаном со станции управления по одному электрическому кабелю. Кроме того телемеханическая система содержит установленные перед запорным седлом дроссельного клапана второй датчик для измерения давления нижнего пласта, устройство учета поступления флюида из нижнего пласта, а так же устройство суммарного учета добычи флюида из обоих пластов, установленное на выходе из электроприводного насоса, электрически связанные со станцией управления.
Недостатком установки по патенту 2611786 является то, что в ее конструкции применяется электроклапан дроссельного типа. Запорный элемент такого типа подвержен кавитационному и эрозионному износу, что снижает его ресурс. Так же такое исполнение запорного элемента обуславливает наличие перепада давления на клапане в открытом положении, что негативно сказывается на работоспособности приводного механизма клапана. Кроме того в устройстве по патенту 2611786 Блок погружной телеметрии (БПТ) выполняет две функции - осуществляет замер параметров пластов (давление, температура), а так же управляет работой электроприводного дроссельного клапана через телемеханическую систему. Такой вариант организации управления и контроля работы установки понижает ее надежность, поскольку отказ сложного по конструкции узла БПТ приведет как к потере инструмента оперативного контроля работы электроприводного насоса, так и к потере работоспособности электроклапана.
Устройство по патенту RU 2611786 является наиболее близким по технической сущности к заявляемому и принято за прототип.
Технической задачей заявленной полезной модели является повышение надежности эксплуатации установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины.
Поставленная задача решается заявляемой установкой для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины, которая содержит последовательно соединенные хвостовик, пакер, стыковочный узел, комплексный глубинный прибор с датчиком измерения давления и устройством учета поступления флюида из нижнего пласта, электроклапан с запорным устройством, электрически связанный с комплексным глубинным прибором, погружной электроприводной насос с блоком погружной телеметрии для измерения давления в затрубном пространстве над пакером, колонну насосно-компрессорных труб при этом управление работой электроприводного насоса осуществляется по силовому кабелю с устьевой станции управления.
Технический результат, благодаря которому решается указанная задача, достигается за счет того, что в известной установке для раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины управление работой электроклапана с устьевого блока управления и передача информации с комплексного глубинного прибора в устьевой блок управления осуществляется по отдельному каналу - геофизическому кабелю. Электрический управляющий сигнал, поступающий с устьевого блока на электроклапан по геофизическому кабелю обеспечивает перемещение запорного устройства электроклапана. Таким образом, в случае отказа блока погружной телеметрии работоспособность электроклапана потеряна не будет. Так же для обеспечения надежной работы установки в случае выхода из строя блока погружной телеметрии в состав комплексного глубинного прибора дополнительно включен датчик измерения давления в затрубном пространстве над пакером, который обеспечивает возможность контроля давления на приеме электроприводного насоса. Поскольку в установке помимо силового кабеля используется так же и геофизический кабель, для обеспечения надежного спуска двух кабелей используются протектора, устанавливаемые на муфты насосно-компрессорных труб. Силовой и геофизический кабель укладываются в пазы протекторов, которые гарантируют отсутствие контакта кабелей со стенкой обсадной трубы в процессе монтажа и демонтажа установки. Кроме того в электроклапане применяется запорное устройство золотникового типа по принципу «плунжер-цилиндр». Указанное запорное устройство содержит цилиндр с каналами, по которым жидкости с нижнего пласта может поступать на прием электроприводного насоса. Внутри цилиндра приводным устройством электроклапана перемещается плунжер, который может частично или полностью перекрывать каналы цилиндра. Описанное исполнение запорного устройства электроклапана предотвращает кавитационный и эрозионный износ уплотняющих элементов, а так же обуславливает гидравлическую разгрузку приводного устройства электроклапана при любых положениях плунжера.
На фигуре представлен чертеж предлагаемой установки.
Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины содержит последовательно соединенные хвостовик 1, пакер 2, стыковочный узел 3, комплексный глубинный прибор 4, электроклапан 5, электроприводной насос 6 с блоком погружной телеметрии 7, колонну насосно-компрессорных труб 8. Пакер 2 надежно разобщает нижний 9 и верхний 10 пласты. Стыковочный узел 3 обеспечивает возможность автономной посадки пакера 2, а так же его стыковку с комплексным глубинным прибором 4, электроклапаном 5, электроприводным насосом 6 и колонной насосно-компрессорных труб 8. Производительность электроприводного насоса подбирается равной сумме дебитов нижнего 9 и верхнего 10 пластов. Подъем жидкости на устье ведется по колонне насосно-компрессорных труб 8. Управление работой электроприводного насоса 6 осуществляется по силовому кабелю 11 с устьевой станции управления 12. Управление работой электроклапана 5 производится командой в виде электрического сигнала, подаваемой с устьевого блока управления 13 по геофизическому кабелю 14. Устьевой блок управления 13 электрически связан с устьевой станцией управления 12 и может подавать управляющие сигналы на изменение режимы работы электроприводного насоса 6 при необходимости. Комплексный глубинный прибор содержит устройство учета поступления флюида из нижнего пласта 15, датчик 16 измерения давления жидкости нижнего пласта 8, датчик 17 измерения давления в затрубном пространстве над пакером 2. Запорное устройство электроклапана 5 состоит из цилиндра с каналами 18 и плунжера 19. При работе установки степени открытия-перекрытия каналов цилиндра 18 плунжером 19 может варьироваться в интервале от 0 до 100 процентов. Комплексный глубинный прибор 4 кабелем 20 электрически соединен с электроклапаном 5. На насосно-компрессорных 8 установлены протектора 21 для защиты силового 11 и геофизического кабелей.
Установка работает следующим образом.
После монтажа установки в скважине по команде с устьевого блока управления 13, подаваемой по геофизическому кабелю 14, приводное устройство электроклапана 5 переводит запорное устройство в положение «полностью открыто» при котором каналы цилиндра 18 не закрываются плунжером 19. По команде с устьевой станции управления 12, передаваемой через силовой кабель 11, производится запуск электроприводного насоса 6. Поток жидкости с нижнего пласта 9, проходя через хвостовик 1, внутренние каналы пакера 2 и стыковочного узла 3, устройство учета поступления флюида из нижнего пласта 15 комплексного глубинного прибора 4, открытые каналы цилиндра 18 электроклапана 5 поступает в затрубное пространство над пакером 2, где смешивается с потоком жидкости с верхнего пласта 10. Суммарный поток жидкости с нижнего 9 и верхнего 10 пластов из затрубного пространства над пакером 2 поступает на прием электроприводного насоса 6, который сообщает потоку напор, необходимый для подъема жидкости по колонне насосно-компрессорных труб 8 на устье. Контроль давления потока жидкости с нижнего пласта 9 осуществляется датчиком измерения давления 16 комплексного глубинного прибора 4. Контроль давления в затрубном пространстве над пакером 2 осуществляется датчиком измерения давления 17 комплексного глубинного прибора 4, а так же блоком погружной телеметрии 7 электроприводного насоса 6. Замер дебита нижнего пласта 9 производится устройством учета поступления флюида из нижнего пласта 16 комплексного глубинного прибора 4. Замер суммарного дебита нижнего 9 и верхнего 10 пластов производится на устье с помощью СКЖ или АГЗУ (на фиг. не показаны). Дебит верхнего пласта 10 определяется как разница суммарного дебита и дебита нижнего пласта. Информация о параметрах работы пластов с комплексного глубинного прибора 4 по кабелю 20 поступает в электроклапан 5 и далее по геофизическому кабелю 14 в устьевой блок управления 13.
При необходимости изменения забойного давления для нижнего пласта 9 по команде с устьевого блока управления 13, подаваемой по геофизическому кабелю 14, приводное устройство электроклапана 5 производит частичное закрытие каналов цилиндра 18 плунжером 19. При этом регулировка степени закрытия каналов подбирается устьевым блоком управления 13 на основании данных с датчика измерения давления 16 комплексного глубинного прибора 4 таким образом, чтобы обеспечить требуемое давление для нижнего пласта 9.
При необходимости изменения забойного давления для верхнего пласта 10 по команде с устьевого блока управления 13, подаваемой по электрическому каналу на устьевую станцию управления 12, и далее по силовому кабелю 11, изменяется частота работы привода электроприводного насоса 6. При этом регулировка частоты работы привода электроприводного насоса 6 подбирается устьевым блоком управления 13 на основании данных с блока погружной телеметрии 7 электроприводного насоса 6 или датчика измерения давления 17 комплексного глубинного прибора 4 таким образом, чтобы обеспечить требуемое давление для верхнего пласта 10.
При необходимости проведения прямого исследования параметров жидкости верхнего пласта 10 по команде с устьевого блока управления 13, подаваемой по геофизическому кабелю 14, приводное устройство электроклапана 5 переводит запорное устройство в положение «полностью закрыто» при котором каналы цилиндра 18 полностью перекрываются плунжером 19. При этом поток жидкости с нижнего 9 пласта на прием электроприводного насоса 6 не поступает. Частота привода электроприводного насоса по команде с устьевого блока управления 13 меняется таким образом, чтобы обеспечить такую же величину давления в затрубном прострнстве над пакером 2, фиксируемую блоком погружной телеметрии 7 или датчиком измерения давления 17 комплексного глубинного прибора 4, как и при совместном отборе жидкости с двух пластов. Поток жидкости с верхнего пласта 10 из затрубного пространства над пакером 2 поступает на прием электроприводного насоса 6, который сообщает потоку напор, необходимый для подъема жидкости по колонне насосно-компрессорных труб 8 на устье. На устье производится замер истинного дебита и отбор проб жидкости верхнего пласта 10. После проведения исследований по команде с устьевого блока управления 13, подаваемой по геофизическому кабелю 14, приводное устройство электроклапана 5 производит открытие каналов цилиндра 18 и установка возвращается в режим совместного отбора жидкости с нижнего 9 и верхнего 10 пластов.
Особенности конструкции запорного элемента электроклапана 5 позволяют многократно проводить вышеописанные манипуляции, обеспечивая необходимую герметичность даже после продолжительной эксплуатации установки.
В случае отказа блока погружной телеметрии 7 работоспособность установки не будет утеряна, поскольку управление электроклапаном осуществляется по независимому каналу - геофизическому кабелю 14, а регулировка работы электроприводного насоса 6 может осуществляться на основании данных датчика измерения давления 17 комплексного глубинного прибора 4.
Таким образом, использование предлагаемой полезной модели позволяет повысить надежность установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины.