УСТАНОВКА ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ С БОЛЬШОЙ ОБВОДНЕННОСТЬЮ

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, и предназначена для использования на скважинах с большой обводненностью.
Известна скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине (патент RU №2464413, МПК Е21В 43/14, опубл. 20.10.2012), содержащая колонну труб, пакер, разъединитель колонны, кабель, погружной электродвигатель, колонну штанг, перепускные, обратный и сливной клапаны и два отдельных насоса для откачки продукции пластов, причем насос для откачки продукции нижнего пласта выполнен электропогружным с кожухом, а верхний насос для откачки продукции верхнего пласта штанговым, причем ниже и выше отверстий нижнего интервала перфорации в эксплуатационной колонне установлены перепускные клапаны, далее для разобщения нижнего продуктивного пласта от верхнего пакера, над пакером разъединительное устройство, герметичный кожух, в котором размещен погружной электродвигатель и электроцентробежный насос, оснащенный узлом герметизации кабеля и перепускным устройством, над герметичным кожухом установлены разъединительное устройство, обратный, сливной клапаны, эксцентричная муфта, которая соединяется при помощи патрубка с глухим переводником, клапаном перепускным, выше которого располагается штанговый насос, который может быть как трубным, так и вставным, над штанговым насосом узел смешения продукции (УСП), причем эксцентричная муфта и УСП гидравлически связаны байпасной линией.
Недостатками вышеприведенного устройства являются:
- смешивание жидкости из двух объектов добычи, разделенных пакером, при подъеме на поверхность, что не дает возможности определить свойства извлекаемых жидкостей (обводненность, наличие механических примесей), дебит добываемой жидкости для каждого пласта;
- при добыче жидкости с различных горизонтов (верхних угленосных) и девонских создаются определенные трудности по сбору и дальнейшей транспортировке жидкости потребителю за счет образования эмульсии и парафиноотложений в нефтепроводах, а одновременная подача ингибиторов коррозии и деэмульгаторов в один нефтепровод для жидкостей различных горизонтов не всегда является эффективным из-за несовместимости подаваемых реагентов.
Известна насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине (патент RU №2291953, МПК Е21В 43/14, F04B 47/00, опубл. 20.01.2007), ближайшая по технической сущности к заявляемому устройству и принятая за прототип, содержащая колонну лифтовых труб, кабель, пакер, хвостовик и два отдельных насоса для откачки продукции пластов, которые заключены в верхний и нижний кожухи, причем насос для откачки продукции нижнего пласта выполнен электропогружным, причем нижний кожух электропогружного насоса снабжен узлом герметизации кабеля и сообщен снизу с подпакерным пространством через хвостовик, который выше пакера оснащен перепускным устройством, имеющим возможность обеспечения гидравлической связи надпакерного пространства скважины с ее подпакерным пространством через хвостовик при достижении в скважине давления срабатывания перепускного устройства, причем выход электропогружного насоса сообщен с верхним кожухом, который сверху сообщен с колонной лифтовых труб и снабжен боковым каналом, при этом верхний насос выполнен штанговым, колонна штанг которого выполнена полой и герметично соединена с плунжером штангового насоса, причем прием этого насоса посредством бокового канала сообщен с надпакерным пространством.
Недостатками вышеприведенного устройства являются:
- сложность в установке и обеспечении герметичности бокового канала штангового насоса, заключенного в верхний кожух;
- сложность конструкции и металлоемкость, что ведет к увеличению производственных затрат.
3
Задачей, на решение которой направлена полезная модель, является создание установки для эксплуатации скважины с большой обводненностью продукции и производительностью 40-100 м, позволяющей одновременно подавать раздельно добываемую жидкость (нефть с газом и воду) двумя насосными узлами, соединенными последовательно одним штоком.
Технический результат, на достижение которого направлена полезная модель, заключается в повышении оперативности и эффективности эксплуатации скважин с большой обводненностью продукции.
Технический результат достигается за счет одновременного отбора пластовой жидкости (нефти с газом и воды) двумя последовательно соединенными насосными узлами.
Заявляемое устройство поясняется на фигурах.
На фиг. 1 представлена схема устройства.
На фиг. 2 представлена компоновка устройства на добывающей скважине.
Заявляемое устройство состоит из следующих элементов:
1 - боковой обратный клапан;
2 - удлинитель верхнего насоса;
3 - цилиндр верхнего и нижнего насоса;
4 - плунжер верхнего и нижнего насоса;
5 - клапанная клетка с обратным нагнетательным клапаном верхнего и нижнего насоса;
6 - переводник от плунжера на шток диаметром D=32 мм;
7 - шток диаметром D=32 мм;
8 - боковой всасывающий клапан;
9 - сальниковое устройство;
10 - верхний фильтр;
11 - дополнительная трубка диаметром D=3/4″;
12 - боковой отвод;
13 - верхний и нижний всасывающие клапаны;
14 - НКТ длиной не менее 3 м;
15 - нижний фильтр;
16 - хвостовик (с учетом зумпфа скважины);
17 - колонна полых штанг;
18 - водовод;
19 - насос-дозатор;
20 - нагнетательная скважина;
21 - гибкий шланг;
22 - верхний насосный узел;
23 - нижний насосный узел.
Насосы используются марки 225-ТНМ.
Цилиндры (3) нижнего насосного узла (23) и верхнего насосного узла (22) через сальниковое устройство (9), служащее для герметизации насосов и исключения смешивания добываемой жидкости, соединены с колонной НКТ (14) резьбовым соединением, при этом цилиндр (3) верхнего насосного узла (22) через удлинитель (2) соединен с колонной НКТ (14) для подачи воды, а цилиндр (3) нижнего насосного узла (23) соединен с хвостовиком (16) колонны НКТ (14), который, в свою очередь, соединен с нижним фильтром (15) резьбовым соединением соответственно.
Плунжеры (4) насосных узлов (22, 23) с нагнетательными клапанами (5) соединены через переводник (6) со штоком (7) посредством резьбового соединения, при этом плунжер (4) верхнего насосного узла (22) соединен резьбовым соединением с колонной полых штанг (17), служащей одновременно для привода в действие устройства станком-качалкой или цепным приводом и подачи нефти с растворенным газом потребителю.
Соединение плунжеров (4) насосных узлов (22, 23) между собой через переводники (6) со штоком (7) резьбовым соединением позволяет одновременно передавать движение устройству с помощью колонны полых штанг (17) и производить отбор жидкости.
Боковой всасывающий клапан (8) с фильтром (10) верхнего насосного узла (22) установлен на поверхности цилиндра (3) и служит для отбора нефти с растворенным газом, а нижний всасывающий клапан (13) нижнего насосного узла (23) служит для отбора воды.
Дополнительная трубка (11) с боковым отводом (12) служит для соединения и подачи воды из нижнего насосного узла (23) в трубное пространство НКТ (14) над верхним насосным узлом (22).
Боковой обратный клапан (1), установленный на выходе дополнительной трубки (11) служит для предотвращения перетоков воды из внутренней полости НКТ (14) в нижний насос (23).
Применяются штанговые насосы типа 225-ТНМ (275-ТНМ) соответственно с диаметром плунжера 57 (или 68) мм.
Устройство работает следующим образом.
Устройство устанавливается на забое скважины.
Вода, собирающаяся на забое скважины, попадает через отверстия в нижнем фильтре (15), через нижний всасывающий клапан (13) в хвостовик (16), далее через нагнетательный клапан (5) плунжера (4) в нижний насосный узел (23).
Далее через дополнительную трубку (11) с боковым отводом (12) под давлением вода попадает во внутреннюю полость НКТ (14), находящуюся над верхним насосным узлом (22).
Далее вода (фиг. 2) из внутренней полости НКТ (14) по водоводу (18) поступает непосредственно в нагнетательную скважину (20), для чего применяют устьевой насос-дозатор (19) необходимой производительности.
Одновременно нефть с растворенным газом попадает через отверстия в верхнем фильтре (10), через боковой всасывающий клапан (8) цилиндра (3) и нагнетательный клапан (5) плунжера (4) в верхний насосный узел (22). Далее под давлением нефть попадает во внутреннюю полость колонны полых штанг (17), откуда через гибкий шланг поступает в систему нефтесбора.
Таким образом, происходит одновременная подача добываемой жидкости двумя насосными узлами (22, 23).
В зависимости от дебита скважины и обводненности продукции подбирают необходимый по производительности насос:
275-ТНМ+275-ТНМ (Кн=5,54+5,54-0,65=10,43) - производительность насоса превышает 275-ТНМ (Кн=5,54);
225-ТНМ+275-ТНМ (Кн=5,54+3,67-0,65=8,52) - производительность насоса превышает 275-ТНМ (Кн=5,54);
225-ТНМ+225-ТНМ (Кн=3,67+3,67-0,65=6,69) - производительность насоса превышает 275-ТНМ (Кн=5,54);
225-ТНМ+175-ТНМ (Кн=3,67+2,19-0,65=5,21) - производительность насоса равна 275-ТНМ (Кн=5,54);
225-ТНМ+150-ТНМ (Кн=3,67+1,67-0,65=4,69) - производительность насоса выше 225-ТНМ (Кн=3,67);
где Кн - коэффициент насоса.
3
Новым является то, что применение двух соединенных последовательно насосных узлов (22, 23) позволяет производить отбор пластовой жидкости (нефти с газом и воды) одновременно двумя насосными узлами (22, 23) на скважинах с дебетами от 45 до 100 м/сут.
Установка комбинируется согласно добывным возможностям скважины и обводненности продукции.
Отличительной особенностью установки является возможность добычи воды нижним насосным узлом (23) и подачи потребителю как по внутренней полости НКТ (14), так и в дополнительном варианте осуществления полезной модели по дополнительной трубке (11) до устья скважины.
Нефть, добываемая верхним насосным узлом (22), подается по колонне полых штанг (17), а в дополнительном варианте осуществления полезной модели по НКТ (14).
В дополнительном варианте дополнительная трубка (11) имеет длину до устья скважины, и по ней качают воду, а по НКТ (14) качают нефть.
При этом верхний всасывающий клапан (13) исключается из работы устройства.
Таким образом, заявляемая установка реализует разные варианты своей работы, т.е. позволяет добывать и подавать потребителю воду от нижнего насосного узла как по внутренней полости НКТ, так и по дополнительной трубке, а также подавать нефть от верхнего насосного узла как по внутренней полости НКТ, так и по полым штангам.
Отличительными особенностями установки являются:
- спуск хвостовика (16) с фильтром (15) нижнего насосного узла (23) до искусственного или текущего забоя;
- раздельная добыча нефти и воды одной установкой на одной колонне полых штанг;
- возможность гибкой комбинации различных насосов в зависимости от дебита скважины;
- экономия электроэнергии при использовании штанговых насосов;
- эксплуатация скважин с большой обводненностью;
- снижение скорости и предотвращение коррозии на глубинно насосном оборудовании, нефтепроводах и применяемом наземном оборудовании для добычи и перекачки нефти;
- возможность применения на скважинах с дифференцированным подходом к добывным возможностям каждого объекта разработки.