УСТРОЙСТВО РАЗДЕЛЬНОГО ЗАМЕРА ПРОДУКЦИИ ПРИ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ, ОБОРУДОВАННОЙ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫМ НАСОСОМ

Полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использована при одновременно-раздельной добыче нефти из скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН), для раздельного учета дебита и обводненности каждого пласта.
Известно, что для одновременно-раздельной эксплуатации скважины (ОРЭ) с УЭЦН /1/ применяются установки, в которых отбор продукции нижнего пласта производится приемным патрубком насоса, проходящим через пакер. Насосная установка состоит из основного насоса и дополнительной нижней секции приводимой одним и тем же погружным электродвигателем. Нижняя секция насоса через приемный патрубок отбирает продукцию нижнего пласта и нагнетает в надпакерное пространство скважины через отверстия в корпусе установки ниже погружного двигателя. Продукция верхнего пласта поступает в надпакерное пространство скважины и, смешиваясь с продукцией нижнего пласта, поступает в приемный модуль основного насоса. В /1/ приемный патрубок установок имеет телескопический разъем для предотвращения нагрузок на корпус насоса при посадке пакера и работе оборудования.
Недостатком эксплуатации устройств является отсутствие возможности раздельного учета продукции пластов.
Известна также насосная установка с блоком телеметрической системы (ТМС), установленным под погружным электродвигателем /2/. Блок ТМС позволяет производить измерения параметров работы двигателя и давления на приеме насоса. Однако, установка также не позволяет производить раздельный учет продукции пластов.
Наиболее близкой к предлагаемому изобретению является установка для периодической раздельной добычи нефти из двух пластов /3/.
В скважине устанавливаются два пакера, отсекающих верхний продуктивный пласт. Жидкости нижнего и верхнего пластов поступают в переключатель пластов, подключающим поочередно пласты к приему насоса. Переключение производится с помощью сжатого газа, поступающего по трубке малого диаметра с устья скважины к подпружиненному поршню. Давление газа отжимает поршень, создавая канал для поступления продукции верхнего пласта. Сброс давления в трубке малого диаметра после проведения измерений за счет пружины возвращает поршень в исходное положение, при котором в насос поступает продукция нижнего пласта. Далее производят измерения параметров работы нижнего пласта.
Установка имеет сложную двухпакерную конструкцию подземного оборудования и может откачивать в каждый период жидкость только одного пласта: верхнего или нижнего.
Технической задачей полезной модели является обеспечение замера дебита и обводненности каждого разрабатываемого пласта.
Поставленная задача решается тем, что в известном устройстве, включающем насосную установку с дополнительной нижней секцией рабочих колес, приемный патрубок, проходящий через пакер, разобщающий пласты, телескопический разъем в приемном патрубке, блок телеметрической системы, установленный непосредственно под погружным электродвигателем, трубку малого диаметра, спускаемую от источника газа высокого давления с устья скважины под насосную установку для подачи газа и переключения пластов, согласно полезной модели, внутри приемного патрубка или снаружи его в зависимости от расположения продуктивных пластов над телескопическим разъемом расположены гидравлические пакеры, внутренние полости которых сообщены через трубку малого диаметра с источником газа высокого давления.
На фиг. 1 и 2 показаны схемы предлагаемой установки. На фиг. 1 представлена схема, предназначенная для верхнего расположения высоконапорного продуктивного пласта с большим дебитом. На фиг. 2 высоконапорный пласт расположен под низконапорным продуктивным пластом.
В скважину 1 на колонне насосно-компрессорных труб 2 спущена электроцентробежная установка, состоящая из основного насоса 3, погружного электродвигателя 4, нижней секции 5 рабочих колес, силового кабеля 6, приемного модуля 7. В верхней части секции 5 выполнены отверстия 8 для выхода жидкости, а нижняя ее часть соединена с приемным патрубком 9, проходящим через пакер 10, разобщающий верхний 11 и нижний 12 продуктивные пласты. Патрубок 9 над пакером 10 имеет телескопический разъем 13 с внутренним и внешним цилиндрами. В верхней части приемного патрубка 9 над телескопическим разъемом 13 размещен гидравлический пакер 14, внутренняя полость которого через трубку малого диаметра 15 сообщена с дневной поверхностью. В нижней части погружного электродвигателя 4 размещен полый блок 16 телеметрической системы (ТМС), который с помощью геофизического кабеля 17 соединен с глубинным манометром 18, спущенным до кровли нижнего пласта 12. Вход геофизического кабеля 17 в приемный патрубок 9 выполнен ниже пакера 14. На дневной поверхности кабель 6 соединен со станцией управления 19 с преобразователем частоты тока электропривода, а трубка малого диаметра 15 с помощью кранов 20 и 21 соединена с источником газа высокого давления 22. Между кранами 20 и 21 размещены регулятор расхода газа 23 и контролирующий манометр 24. Блок ТМС позволяет измерять давления жидкости как на приеме УЭЦН, так и на забое нижнего пласта.
На фиг. 2 в отличие от схемы, представленной на фиг. 1, гидралический пакер 14 расположен с наружной стороны патрубка 9, а вход геофизического кабеля 17 в патрубок 9 выполнен выше места установки пакера 14.
Пакер 14 содержит эластичную оболочку, которая под высоким давлением изнутри растягивается и, прижимаясь к трубам, герметизирует приемный патрубок 9 (фиг. 1) или межтрубное пространство (фиг. 2). При сбросе давления оболочка пакера принимает начальную форму и обеспечивает проток жидкости через него.
Работа устройства при верхнем расположении высоконапорного пласта (фиг. 1) осуществляется следующим образом. Вначале в скважине 1 устанавливают пакер 10 с нижней частью приемного патрубка 9 и внешним цилиндром телескопического разъема 13 на верхнем конце. Далее в скважину спускают электроцентробежную установку с верхней частью патрубка 9 и внутренним цилиндром телескопического разъема 13 на конце, гидравлическим пакером 14, глубинным манометром 18, подвешенным к насосу геофизическим кабелем 17. При спуске внутренний цилиндр телескопического разъема 13 входит во внешний, обеспечивая герметичность патрубка 9. При этом глубинный манометр 18. войдя во внутрь нижней части патрубка 9, проходит по нему до кровли нижнего пласта 12.
После спуска установка включается в работу. Нижняя секция 5 насоса производит откачку продукции нижнего пласта 12 через приемный патрубок 9. Эта продукция выходит в ствол скважины через отверстия 8 и, смешиваясь с продукцией верхнего пласта 11, входит в приемный модуль 7 насоса 3 и откачивается по колонне труб 2 на дневную поверхность. При этом эластичная оболочка пакера 14 находится в сжатом состоянии и обеспечивает свободный доступ жидкости пласта 12 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 12 и давления на приеме УЭЦН, которое пересчитывается на забойное давление пласта 11 по средней плотности жидкости на участке от приема УЭЦН до кровли пласта 11.
Для проведения раздельного замера продукции пластов 11 и 12 производят подачу газа высокого давления из емкости 22 через трубку 15 во внутреннюю полость гидравлического пакера 14. Давление в пакере 14 контролируется манометром 24 и по достижению расчетного значения поддерживается постоянным за весь период измерений. Подъем давления в пакере 14 позволяет за счет растяжения эластичной оболочки перекрыть патрубок 9 и отсечь пласт 12. После этого насос 13 начнет откачивать только продукцию верхнего пласта 11. Уменьшение поступления жидкости в насос при сохранении его режима приведет к снижению динамического уровня жидкости в скважине, а, следовательно, к увеличению отбора продукции из верхнего пласта 11 за счет увеличения депрессии. Поэтому, замер дебита верхнего пласта в этот период приведет к существенной ошибке. Во избежание этого, с помощью преобразователя частоты тока электропривода производят уменьшение числа оборотов вала погружного двигателя с целью снижения подачи насоса и доведения ее до уровня дебита верхнего пласта к моменту отсечения нижнего пласта. Контроль за дебитом верхнего пласта производят по давлению на приеме УЭЦН с помощью ТМС. Оно должно соответствовать давлению до момента отсечения нижнего пласта. После того как произойдет полная замена жидкости в колонне насосно-компрессорных труб 2. производят замеры дебитов нефти и воды верхнего пласта на дневной поверхности. Дебиты нефти и воды нижнего пласта рассчитывают вычитанием полученных дебитов верхнего пласта из общих дебитов скважины, замеренных ранее. После проведения замеров сбрасывают давление газа в трубке 15 до атмосферного значения. Оболочка пакера 14 примет прежнюю форму и откроет доступ жидкости нижнего пласта к насосу через патрубок 9. После этого производят увеличение частоты вращения вала насоса до прежнего значения. УЭЦН начнет работать в предыдущем режиме одновременно-раздельной добычи нефти.
При нижнем расположении высоконапорного пласта (фиг. 2) пакер 14 перекрывает верхний пласт 11. В остальном работа устройства осуществляется аналогичным образом. При этом перекрытие верхнего пласта позволяет замерить дебиты нижнего пласта, а дебиты верхнего определяют расчетным путем.
В предложенном устройстве 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.
Технико-экономическим преимуществом полезной модели является обеспечение точности раздельного замера дебитов пластов за счет полного перекрытия одного из пластов и сохранения дебита другого.
Литература
1. Патент РФ №120461 на полезную модель. Установка электроцентробежного насоса для одновременно-раздельной эксплуатации скважин. Заявл. 10.04.2012. Опубл. 20.09.2012. Би №26.
2. Патент РФ №129144 на полезную модель. Установка электроцентробежного насоса для одновременно-раздельной эксплуатации скважины. Заявл. 14.12.2012. Опубл. 20.06.2013. Би №17.
3. Патент РФ №2443852 C2. Установка для периодической раздельной добычи нефти из двух пластов. Заявл. 05.04.2010. Опубл. 27.02.2012. БИ №28.