СПОСОБ РАЗДЕЛЬНОГО ЗАМЕРА ПРОДУКЦИИ ПРИ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ, ОБОРУДОВАННОЙ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫМ НАСОСОМ
METHOD FOR SEPARATE PRODUCTION RATE MEASUREMENT AT DUAL OPERATION OF BOREHOLE COMPLETE WITH ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP

Изобретение относится к нефтяной промышленности при добыче нефти на залежах с существенными различиями параметров работы пластов. При одновременно-раздельной эксплуатации скважины необходим раздельный учет дебита каждого пласта, обводненности жидкостей, забойных и пластовых давлений обоих пластов.
Для одновременно-раздельной эксплуатации скважины (ОРЭ) с УЭЦН применяются установки, в которых отбор продукции нижнего пласта производится приемным патрубком насоса, проходящим через пакер /1/. Приемный патрубок имеет телескопический разъем для предотвращения нагрузок на корпус насоса при посадке пакера и работе оборудования. Недостатком эксплуатации устройства является отсутствие возможности раздельного учета продукции пластов.
Известна скважинная насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти /2/. Для раздельного учета добычи нефти производится перекрытие проходного сечения приемного патрубка установки запорным органом, приводимым в движение сжатым газом, поступающим по трубке малого диаметра с дневной поверхности. После перекрытия патрубка производят остановку УЭЦН и запись кривой восстановления давления верхнего пласта. Дебит верхнего пласта определяют расчетным путем измерением динамического уровня жидкости в затрубном пространстве сразу после остановки скважины.
Недостаток такого способа состоит в необходимости остановки скважины для измерений, что связано с потерями в добыче нефти и изменениями притока жидкости к забою.
Известно устройство раздельного замера продукции при одновременно-раздельной эксплуатации скважины, оборудованной электроцентробежным насосом /3/. Раздельный учет продукции двух пластов производится перекрытием приемного патрубка насоса или затрубного пространства с помощью пакеров, в которые подается сжатый газ по трубке малого диаметра с устья скважины. В период перекрытия производится замер продукции работающего пласта.
Недостаток устройства состоит в необходимости спуска трубки малого диаметра от устья на всю глубину спуска насоса, что связано с большими рисками повреждения трубки не только при спуске оборудования, но и в период работы насоса.
Наиболее близким к предлагаемому является способ одновременно-раздельной эксплуатации обводненной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом /4/. Суть способа состоит в остановке скважины и перекрытии поступления продукции нижнего пласта через приемный патрубок за счет снижения давления на запорный орган в этом патрубке, гидравлически связанный с участком напорной линии между выкидом насоса и обратным клапаном в колонне насосно-компрессорных труб, а обводненность продукции нижнего пласта определяют по глубинам расположения уровней раздела фаз в приемном патрубке насоса после расслоения трехфазной продукции в период остановки насоса.
Способ, выбранный в качестве прототипа, обладает тем же недостатком, состоящим в необходимости остановки электроцентробежного насоса на период проведения измерений.
Технической задачей предложенного способа является использование для отключения одного из пластов высокого давления жидкости в нижней части колонны насосно-компрессорных труб при сохранении условий дренирования нефти из оставшегося работающего пласта.
Поставленная техническая задача решается тем, что в известном способе, включающем отбор продукции нижнего пласта через приемный патрубок, проходящий через пакер, разделяющий пласты, поступление ее в смеси с продукцией верхнего пласта из надпакерной зоны скважины в прием насоса, измерение общего дебита жидкости и ее обводненности на дневной поверхности, измерение давления на приеме и параметров работы насоса с помощью модуля телеметрической системы, установленного под погружным электродвигателем насоса, измерение давления на забое нижнего пласта с помощью глубинного манометра, соединенного кабелем с модулем телеметрической системы, перекрытие поступления продукции одного из пластов с помощью гидравличекого пакера с передачей давления по трубке малого диаметра для проведения замеров параметров работы другого пласта, определение дебитов нефти и воды перекрываемого пласта путем вычитания из общих дебитов нефти и воды скважины дебитов работающего пласта, согласно изобретению для проведения замеров перекрытие пласта с меньшим дебитом нефти производят спуском груза в нижнюю часть колонны насосно-компрессорных труб, открывающего за счет собственного веса доступ жидкости высокого давления из колонны труб по трубке малого диаметра в гидравлический пакер, а после перекрытия пласта производят уменьшение оборотов погружного двигателя преобразователем частоты тока электропривода для поддержания давления на приеме насоса, равным давлению до перекрытия пласта, после чего производят замеры дебитов нефти и воды на дневной поверхности.
На рис. 1, 2 и 3 показаны схемы реализации способа при временном отключении нижнего пласта (рис. 1), верхнего пласта (рис. 2), а также узла отключения пластов в нижней части колонны труб 2 (рис. 3).
В скважину 1 (рис. 1) на колонне насосно-компрессорных труб 2 спущена электроцентробежная установка, состоящая из основного насоса 3, погружного электродвигателя 4, нижней секции 5 рабочих колес с отверстиями в корпусе для выхода жидкости, полого блока 6 телеметрической системы (ТМС). К нижней секции 5 рабочих колес подсоединен приемный патрубок 7, проходящий через пакер 8, разделяющий верхний 9 и нижний 10 продуктивные пласты. Внутри приемного патрубка 7 размещен гидравлический пакер 11 (на рис. 2 показан случай размещения пакера 11 с наружной стороны патрубка 7). Блок ТМС 6 геофизическим кабелем 12 соединен с глубинным манометром 13, расположенным в интервале перфорации нижнего 10. Гидравлический пакер 11 соединен трубкой малого диаметра 14 с узлом переключения пластов, расположенным в нижней части колонны труб 2. Трубка 14 проходит с наружной стороны насоса. Узел переключения пластов включает груз 15, спускаемый в колонну труб 2 с устья на скребковой проволоке через лубрикатор (на рис. 1 и 2 не показан). Трубка малого диаметра 14 проходит через защитный кожух 17 и отверстие 18 в колонне труб 2. Ниже отверстия 18 в колонне 2 выполнено отверстие 19. Основным элементом узла отключения является подвижный плунжер 16 с кольцевой выемкой 22, герметично расположенный в трубах 2. Плунжер 16 снизу поджат пружиной 20, опирающейся на кольцевой выступ (упор) 21 в трубах 2. Вертикальные перемещения плунжера 16 ограничены стопорным болтом 23, входящим в выемку 22. В рабочем положении отверстия 18 и 19 не выходят за пределы выемки 22 плунжера 16. Над сбивным клапаном 20 установлен упор 22 для пружины 23, на которую опирается плунжер 24 со ступенчатой выемкой 25 на внешней поверхности. Крайние верхнее и нижнее положения плунжера ограничены стопорным винтом 26. Узел переключения пластов расположен в трубах 2 непосредственно над обратным 24 и сбивным 25 клапанами. Приемный патрубок 7 имеет телескопический разъем 26 для компенсации вибраций и устранения нагрузок на пакер 8 при спуске и работе насоса. Вход геофизического кабеля 12 в приемный патрубок 7 выполнен ниже пакера 11 в случае, показанном на рис. 1, и выше пакера 11, показанного на рис. 2.
Блок ТМС позволяет измерять давления жидкости как на приеме УЭЦН, так и на забое нижнего пласта.
Пакер 11 содержит упругую оболочку, которая под избыточным давлением изнутри растягивается и, прижимаясь к трубам, герметизирует приемный патрубок 7 (рис. 1) или затрубное пространство (рис. 2). При сбросе избыточного давления упругая оболочка возвращается в прежнее положение и обеспечивает проток жидкости соответственно через приемный патрубок или затрубное пространство.
Место установки пакера 11 зависит от расположения высоконапорного пласта с большим дебитом. При верхнем расположении этого пласта пакер 14 устанавливается внутри приемного патрубка 7 (рис. 1), в противном случае - снаружи его (рис. 2).
Способ раздельного замера продукции пластов при верхнем расположении высоконапорного пласта (рис. 1) осуществляется следующим образом. Вначале в скважине 1 устанавливают пакер 8 с нижней частью приемного патрубка 7 и внешним цилиндром телескопического разъема 26 на верхнем конце. Далее в скважину спускают электроцентробежную установку с верхней частью патрубка 7 и внутренним цилиндром телескопического разъема 26 на конце, гидравлическим пакером 11, глубинным манометром 13, подвешенным к насосу геофизическим кабелем 12. При спуске внутренний цилиндр телескопического разъема 26 входит во внешний, обеспечивая герметичность патрубка 7. При этом глубинный манометр 13, войдя во внутрь нижней части патрубка 7, проходит по нему до кровли нижнего пласта 10.
После спуска установка включается в работу. Нижняя секция 5 насоса производит откачку продукции нижнего пласта 10 через приемный патрубок 7. Эта продукция выходит в ствол скважины через отверстия в корпусе насоса и, смешиваясь с продукцией верхнего пласта 9, входит в приемный модуль насоса 3 и откачивается по колонне труб 2 на дневную поверхность. При этом эластичная оболочка пакера 11 находится в сжатом состоянии и обеспечивает свободный доступ жидкости пласта 10 к приему нижней секции 5 насоса. В этот период эксплуатации УЭЦН производятся замеры дебитов нефти и воды скважины на дневной поверхности, а также забойного давления пласта 10 и давления на приеме УЭЦН, которое пересчитывается на забойное давление пласта 9 по средней плотности жидкости на участке от приема УЭЦН до кровли пласта 9.
Для проведения раздельного замера продукции пластов 9 и 10 производят спуск в колонну труб 2 при работающем насосе 3 груза 15, который своим весом отжимает плунжер 16 вниз до упора, сжав пружину 20 и сообщив полость колонны труб 2 с трубкой малого диаметра 14. После этого жидкость под высоким давлением из колонны труб 2 поступит по трубке 14 в гидравлический пакер 11 и, разжав упругую оболочку пакера, перекроет приемный патрубок 7. При этом отверстие 19 в трубах 2 будет продолжать оставаться перекрытым плунжером 16.
После отключения таким образом нижнего пласта насос 3 начнет откачивать только продукцию верхнего пласта 9. Динамический уровень жидкости в затрубном пространстве скважины начнет понижаться. Для сохранения дебита верхнего пласта будет необходимо сохранение давления на приеме насоса прежним, который был до отключения нижнего пласта. С этой целью производят корректировку (снижение) оборотов вала насоса преобразователем частоты тока электропривода насоса с контролем давления на приеме с помощью ТМС. Поддержание давления на приеме насоса прежним позволяет отбирать из скважины жидкость с дебитом, который соответствовал дебиту верхнего пласта до отключения нижнего. После выхода скважины на стационарный режим работы производятся измерения дебита и обводненности на поверхности. Полученные значения будут соответствовать параметрам верхнего пласта. Параметры нижнего пласта рассчитываются вычитанием полученных значений от суммарных значений выполненных ранее измерений.
При нижнем расположении высоконапорного пласта (рис. 2) пакер 11 перекрывает верхний пласт 9. В остальном реализация способа осуществляется аналогичным образом. При этом перекрытие верхнего пласта позволяет замерить дебиты нижнего пласта, а дебиты верхнего определяют расчетным путем.
После проведения измерений груз 15 извлекают из колонны труб 2 и установку возвращают в прежний режим работы увеличением числа оборотов вала насоса преобразователем частоты тока станции управления. При этом избыточное давление из пакера 11 через трубку 15 и отверстие 19 стравится в скважину благодаря тому, что давление внутри пакера соответствовало давлению в колонне труб 2, а давление в скважине - давлению на приеме насоса. Поэтому упругая оболочка пакера сожмется, примет прежнюю форму и обеспечит пропуск жидкости через патрубок 7 или затрубное пространство скважины.
В предложенном способе необходимость перекрытия низконапорного пласта вызвана возможностью доведения подачи УЭЦН до значения дебита высоконапорного пласта небольшим изменением частоты тока электропривода, что может оказаться невозможным при перекрытии высоконапорного пласта.
Способ осуществляется аналогичным образом и в случае спуска в скважину обычного насоса без дополнительной нижней ступени 5. Выполнение плунжера 16 с максимальным приближением внутреннего диаметра к диаметру колонны труб 2 позволяет без осложнений сбрасывать в трубы 2 обычный груз (лом) и сбивать клапан 25 для слива жидкости из труб 2 при подъеме оборудования.
Технико-экономическим преимуществом заявляемого способа является обеспечение надежности технологии перекрытия пластов.
Литература
1. Патент РФ №120407 на полезную модель. Установка электроцентробежного насоса для одновременно-раздельной эксплуатации нефтяных скважин. Заявл. 10.04.2012. Опубл. 20.09.2012. БИ №26.
2. Патент РФ №2503802 C1. Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти. Заявл. 30.07.2012. Опубл. 10.01.2014. БИ №1.
3. Устройство раздельного замера продукции при одновременно-раздельной эксплуатации скважины, оборудованной электроцентробежным насосом. Решение о выдаче патента на полезную модель по заявке №2013158564/03(091235) от 27.12.2013 г.
4. Патент РФ №2513796. Способ одновременно-раздельной эксплуатации обводненной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом. Заявл. 06.12.2012. Опубл. 20.04.2014. БИ №11.