УСТАНОВКА ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДВУХ ПЛАСТОВ ОДНОЙ СКВАЖИНЫ
INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS OF ONE WELL

Изобретение относится к установкам для добычи нефти из скважин с несколькими продуктивными пластами одним погружным насосом.
Из уровня техники известен способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины двумя погружными насосами и оборудование для его реализации, в котором раскрыта установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, содержащая колонну труб, колонну штанг, один или два пакера, перепускные клапана, два насоса, верхний из которых выполнен штанговым, а нижний электропогружным с электродвигателем и кабелем, которая также оснащена комплектом байпасной линии, расположенным выше установки электропогружного насоса, причем штанговый насос установлен внутри комплекта байпасной линии. При этом над нижним пакером установлены узел безопасности, телескопическое соединение, над верхним пакером установлен разъединитель колонны, при этом между нижним и верхним пакерами имеются трубы меньшего диаметра, нижний конец которых присоединен к полому подвижному штоку телескопического соединения, а верхний конец соединен с переводником перекрестного сечения. Причем трубы меньшего диаметра пропущены внутри центрального канала верхних перепускных клапанов (см. RU 2515630 С1, опубл. 20.05.2014 г.).
Недостатками данной установки являются:
- низкая эксплуатационная надежность установки, связанная с наличием двух насосов;
- отсутствие возможности регулирования объема добываемых флюидов по пластам;
- сложность конструкции, обусловленная наличием двух пакеров, двух насосов и байпасной линии.
Наиболее близким устройством, взятым автором за прототип, является однопакерное устройство для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов скважины, содержащее спускаемые в обсадную трубу на колонне насосно-компрессорных труб центробежный насос с приемным модулем и электроприводом, оснащенный кожухом, регулировочный клапан, который включает муфту перекрестного течения потоков флюидов, соединенную с кожухом, образующим камеру смешения флюидов из разных пластов скважины, сообщающуюся с одной стороны с эксцентричными каналами муфты и с другой - с приемным модулем насоса, а центральным каналом - с верхним пластом скважины через радиальные каналы муфты. При этом в центральном канале муфты размещен отсекатель потока флюида с электроприводом, имеющий возможность управления с поверхности скважины через электрический кабель, и пакер. При этом оно снабжено дополнительным регулировочным клапаном, размещенным в полости хвостовика, присоединенного к муфте перекрестного течения потоков флюидов, сообщающейся через эксцентричные каналы с камерой смешения флюидов, а снизу хвостовик сопряжен со стыковочным узлом, в котором установлен дополнительный регулировочный клапан, в свою очередь, стыковочный узел соединен с заборщиком флюида из нижнего пласта скважины, оснащенным вышеупомянутым пакером. При этом регулировочные клапаны снабжены блоками датчиков контрольно-измерительных приборов и связаны с блоком телемеханической системы управления, последний установлен на торце электропривода насоса с возможностью управления регулировочными клапанами с поверхности скважины через электрический кабель либо автоматически от датчиков замера физических параметров флюидов (см. RU 2523590 С1, опубл. 20.07.2014 г.).
Недостатками данной установки являются:
- отсутствие возможности регулирования объема добываемых флюидов по пластам, так как регулирование двухпозиционное - открыто/закрыто;
- сложность конструкции, обусловленная большим количеством оборудования ниже насоса.
Технический результат изобретения заключается в повышении эффективности одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины за счет плавности регулирования смешения флюидов двух пластов одной скважины.
Технический результат достигается тем, что установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины, содержащая спускаемые в обсадную трубу на колонне насосно-компрессорных труб центробежный насос с приемным модулем и электроприводом, пакером и регулировочное устройство, обеспечивающее перепуск флюида одного из пластов для смешения продукции пластов перед подъемом на дневную поверхность, при этом, согласно изобретению, регулировочное устройство состоит из электропривода, закрепленного на погружном насосе, телескопического штока и винтового оголовка, при этом погружной насос установлен ниже пакера, в пакер герметично вмонтирован хвостовик с верхней и нижней воронкой, в хвостовик герметично установлена винтовая втулка, при этом винтовой оголовок частично или полностью входит в винтовую втулку, регулируя объем перетока флюида из верхнего пласта в подпакерное пространство, регулирование погружения винтового оголовка в винтовую втулку обеспечивается телескопическим штоком посредством электропривода.
Кроме того, длина винтового оголовка и винтовой втулки составляет 0,5-3 м.
Кроме того, винтовой оголовок и винтовая втулка выполнены с трех- или шестизаходной спиралью.
На фиг. 1 схематично показана установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины.
Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины содержит спускаемые в обсадную трубу 1 на колонне насосно-компрессорных труб 4 центробежный насос 5 с приемным модулем и электроприводом (отдельными позициями не обозначены), пакером 6 и регулировочное устройство, обеспечивающее перепуск флюида одного из пластов для смешения продукции пластов перед подъемом на дневную поверхность, при этом, согласно изобретению, регулировочное устройство состоит из электропривода 8, закрепленного на погружном насосе 5, телескопического штока 9 и винтового оголовка 10, при этом погружной насос 5 установлен ниже пакера 6, в пакер 6 герметично вмонтирован хвостовик 7 с верхней и нижней воронкой, в хвостовик 7 герметично установлена винтовая втулка 11, при этом винтовой оголовок 10 частично или полностью входит в винтовую втулку 11, регулируя объем перетока флюида из верхнего пласта 2 в подпакерное пространство, регулирование погружения винтового оголовка 10 в винтовую втулку 11 обеспечивается телескопическим штоком 9 посредством электропривода 8.
Кроме того, длина винтового оголовка 10 и винтовой втулки 11 составляет 0,5-3 м.
Кроме того, винтовой оголовок 10 и винтовая втулка 11 выполнены с трех- или шестизаходной спиралью.
Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины работает следующим образом.
Обсаженная скважина 1 вскрывает два продуктивных пласта: верхний 2 и нижний 3. Давление верхнего пласта 2 превышает давление нижнего пласта 3, при этом продукция верхнего и нижнего пласта может быть смешена перед подъемом на дневную поверхность. Сложность скважины заключается в том, что верхний пласт 2 своим повышенным давлением может задавить нижний пласт 3. Для эксплуатации такой скважины предлагается использовать установку для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины. Для этого спускают в обсадную трубу 1 на колонне насосно-компрессорных труб 4 и устанавливают пакер, разобщающий верхний 2 и нижний 3 пласты. При этом в пакер герметично вмонтирован хвостовик 7 с верхней воронкой. Кроме того, в хвостовик 7 герметично установлена винтовая втулка 11. Колонна НКТ 4 ниже пакера предварительно оборудована центробежным насосом 5 с приемным модулем и электроприводом (отдельными позициями не обозначены). Кроме того, на погружном насосе 5 установлено регулировочное устройство, состоящее из электропривода 8, телескопического штока 9 и винтового оголовка 10. При этом погружной насос 5 установлен ниже пакера 6. При этом винтовой оголовок 10 частично или полностью входит в винтовую втулку 11, регулируя объем перетока флюида из верхнего пласта 2 в подпакерное пространство. Регулирование погружения винтового оголовка 10 в винтовую втулку 11 обеспечивается телескопическим штоком 9 посредством электропривода 8.
Винтовая втулка 7 представляет собой трубу, по внутренней поверхности которой нарезаны винтовые канавки. Винтовой оголовок 10 представляет собой толстостенный цилиндр, по внешней поверхности которого нарезаны винтовые канавки. Количество и глубина канавок, а также шаг винтовой нарезки зависят от перепада давления между пластами 2 и 3, т.е. от того, какое сопротивление флюиду верхнего пласта 2 необходимо создать винтовой парой: винтовой оголовок 10 - винтовая втулка 11. Относительное перемещение винтового оголовка 10 относительно винтовой втулки 11 регулирует сопротивление флюиду верхнего пласта 2, перетекающему в подпакерное пространство.
Кроме того, длина винтового оголовка 10 и винтовой втулки 11 составляет 0,5-3 м.
Кроме того, винтовой оголовок 10 и винтовая втулка 11 выполнены с трех- или шестизаходной спиралью.
Выполнение регулирующего устройства в виде винтовой пары позволяет плавно регулировать перепад давления между пластами и смешение флюидов двух пластов, что обеспечивает повышение эффективности одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины.
Следует понимать, что после рассмотрения специалистом приведенного описания с примером осуществления установки одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины, а также сопроводительного чертежа для него станут очевидными другие изменения, модификации и варианты реализации заявленного изобретения. Таким образом, все подобные изменения, модификации и варианты реализации, а также другие области применения, не имеющие расхождений с сущностью настоящего изобретения, следует считать защищенными настоящим изобретением в объеме прилагаемой формулы изобретения.