ШТАНГОВАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ ДВУХ ПЛАСТОВ

Полезная модель относится к нефтедобывающей отрасли промышленности и может быть использована при одновременно -раздельной (ОРЭ) эксплуатации скважин, оборудованных установками скважинных штанговых насосов (УСШЫ).
Для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов требуется их разобщение и независимая откачка жидкостей глубинными насосами. Нагнетание жидкостей к устью скважины может осуществляться либо по однолифтовой схеме подъема со смешением в трубах, либо по двухлифтовой схеме без смешения жидкостей двух пластов. Двухлифтовая схема предполагает использование колонны полых штанг. К примеру, известна насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти, состоящая из двух сочлененных патрубком насосов различного диаметра. Насос меньшего диаметра откачивает нефть из нижнего пласта, а верхний - из верхнего пласта (патент РФ №2321771, F04B 47/00). Установка имеет сложное и ненадежное исполнение. Нагнетательный клапан верхнего насоса имеет ограничения по габаритам из-за необходимости его установки внутри плунжера малого диаметра. К примеру, добыча высоковязкой нефти станет невозможной из-за чрезмерно больших гидравлических сопротивлений в этом клапане.
Известна также штанговая насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов (Патент РФ №2430270. 3аявл. 27.10.2009. Опубл. 27.10.2011 г.). В скважину спущена установка, состоящая из верхнего и нижнего насосов. Верхний насос содержит цилиндр, приемный клапан, плунжер, внутри которого герметично расположен полый цилиндр. Верхний торец цилиндра соединен с колонной полых штанг, а нижний - с патрубком, который соединен с плунжером нижнего насоса меньшего диаметра. Внутри цилиндра насоса большего диаметра выполнены нижний и верхний сквозные горизонтальные каналы, соединенные между собой вертикальным каналом, внутри которого расположен нагнетательный клапан верхнего насоса. Приемы верхнего и нижнего насосов разобщены пакером, установленным между продуктивными пластами. Установка обладает недостатками, состоящими в необходимости использования полой колонны штанг, вес которых существенно превышает вес обычных штанг и имеющих низкую надежность в работе, устьевого оборудования с гибким рукавом для отвода жидкости из полых штанг в коллектор, а также отсутствии возможности измерения забойного и пластового давлений нижнего пласта.
Наиболее близкой к предложенной модели является аналогичная по конструкции насосная установка, в которой для привода насоса используется обычная (не полая) колонна штанг (Патент РФ №131097. U1. Штанговая насосная установка для одновременно - раздельной добычи нефти из двух пластов. Заявл. 10.12.2012. Опубл. 10.08.2013). При этом раздельный замер дебита верхнего пласта производится по кривой восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве сразу после остановки скважины. Дебит нижнего пласта рассчитывается вычитанием полученного дебита от суммарного дебита, замеренного на поверхности в период работы установки. Измерение обводненности нижнего пласта производится также в период остановки скважины по изменению плотности расслаивающейся продукции в хвостовике насоса. Обводненность продукции верхнего пласта рассчитывается также вычитанием полученной обводненности от суммарной обводненности скважины.
Недостатком установки, выбранной в качестве прототипа, является низкая точность измерения дебита верхнего пласта. Граница уровня раздела жидкости и газа в затрубном пространстве сразу после остановки скважины представляет собой еще вспененную среду и для гашения пены нужно определенное время. Поэтому использование кривой восстановления уровня жидкости для графического построения касательной к ней линии приводит к значительной погрешности в определении дебита.
Задачей предложенной полезной модели является повышение точности раздельного учета продукции обоих пластов путем временного прекращения отбора из скважины продукции верхнего пласта и сохранения отбора продукции нижнего пласта при работающем оборудовании.
Поставленная задача решается тем, что в известном устройстве, содержащем два насоса разных диаметров, плунжеры которых сочленены между собой патрубком, боковой всасывающий клапан верхнего насоса, полый цилиндр верхнего плунжера, внутри которого размещены вертикальный канал с нагнетательным клапаном, образующий с полым цилиндром концентрическую полость и соединенный с горизонтальными каналами, сообщающими прием верхнего насоса с колонной насосно-компрессорных труб, пакер, разобщающий пласты, хвостовик, соединяющий прием нижнего насоса с подпакерным пространством скважины, геофизический кабель с глубинным манометром, спущенный по затрубному пространству под прием нижнего насоса, согласно полезной модели, цилиндр нижнего насоса выполнен составным из двух цилиндров одинакового диаметра, а полированный шток штанговой колонны выполнен удлиненным на величину удлинения цилиндра нижнего насоса.
На рисунке показана схема предполагаемой полезной модели. В скважину 1 на колоннах штанг 2 и насосно-компрессорных труб 3 спущена установка, состоящая из верхнего и нижнего насосов. Верхний насос содержит цилиндр 4, плунжер 5, внутри которого герметично расположен полый цилиндр 6. Верхний насос имеет боковой всплывающий клапан 7. Верхний торец плунжера 5 соединен с колонной штанг 2, а нижний - с патрубком 8, который соединен с плунжером 9 внутри удлиненного цилиндра 10 нижнего насоса меньшего диаметра с нагнетательным 11 и всасывающим 12 клапанами. Внутри плунжера 5 выполнены нижний и верхний сквозные горизонтальные каналы, соединенные между собой полым цилиндром 6, внутри которого расположен нагнетательный клапан 13 верхнего насоса. Приемы верхнего и нижнего насосов разобщены пакером 14, установленным между продуктивными пластами А и Б, через который проходит хвостовик 15.
С устья скважины снаружи труб 3 под нижний насос спущен геофизический кабель 16 с глубинным манометром 17 на конце, размещенный во внутренней полости хвостовика 15. На устье скважины кабель 16 входит в регистрирующее устройство 18. На устье скважины колонна штанг 2 переходит в удлиненный полированный шток 19 с помощью соединительной муфты 20.
Работа насосной установки состоит в следующем. В скважину вначале спускаются на колонне насосно-компрессорных труб 3 цилиндры верхнего и удлиненного нижнего насосов с приемными клапанами. Одновременно осуществляется посадка пакера 14 между пластами А и Б. Далее осуществляется спуск плунжеров 5 и 9 насосов на колонне обычных штанг 2.
После пуска скважины в работу жидкость нижнего пласта Б поступает на прием нижнего насоса и откачивается плунжером 9. Жидкость по патрубку 8 поступает в концентрическую полость между плунжером 5 и полым цилиндром 6 верхнего насоса, далее поступает в колонну труб 3.
Жидкость верхнего пласта А поступает на прием 7 верхнего насоса и далее в нижний горизонтальный канал. Затем жидкость нагнетается через клапан 13 в вертикальный канал 6 и выходит в колонну насосно-компрессорных труб 3 через верхний горизонтальный канал. Таким образом, осуществляется совместная добыча продукции из пластов А и Б.
Производительность нижнего насоса определяется площадью поперечного сечения плунжера 9, а верхнего - разностью площадей поперечных сечений верхнего 5 и нижнего 9 плунжеров.
В период работы скважины на поверхности производятся замеры суммарного дебита и обводненности скважины. Забойное давление верхнего пласта определяется измерением уровня жидкости в затрубном пространстве с пересчетом по плотности жидкостей. Забойное давление нижнего пласта замеряется непосредственно глубинным манометром 17.
Для раздельного измерения дебита продукции нижнего пласта производится кратковременная остановка скважины и подъем колонны штанг на половину длины удлиненного цилиндра нижнего насоса без демонтажа устьевого оборудования и глушения скважины. При этом плунжер 5 верхнего насоса полностью выйдет из цилиндра 4 в силу стандартной длины цилиндров насосов, выпускаемых промышленностью. Удлиненный полированный шток 19 штанговой колонны при этом предупредит повреждение устьевого сальника верхней соединительной муфтой 20 штанг.
Далее производят запуск скважины в работу. Выход плунжера 5 верхнего насоса из цилиндра 4 прекратит откачку в насосно-компрессорные трубы 3 продукции верхнего пласта А. При этом продукция нижнего пласта Б будет откачиваться в колонну труб 3 благодаря тому, что плунжер 9 при подъеме колонны штанг не выйдет из удлиненного цилиндра 10. Измеренный дебит скважины на поверхности будет соответствовать дебиту нижнего пласта Б. После замещения объема труб 3 продукцией пласта Б производится замер обводненности нижнего пласта на поверхности. Дебит и обводненность верхнего пласта А определяются вычитанием полученных значений от суммарных величин, замеренных на поверхности до остановки скважины и подъема колонны штанг. Технико-экономическими преимуществами предложенной модели являются простота устройства и повышение точности раздельного учета продукции обоих пластов и их обводненности.