УСТАНОВКА ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЛАСТОВ В СКВАЖИНЕ

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к скважинным установкам для эксплуатации пластов.
Известна «Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине» (патент RU №2291953, Е21В 43/14, опубл. Бюл. №2 от 20.01.2007 г.), содержащая колонну лифтовых труб, кабель, пакер, кожухи, хвостовик и два насоса, верхний из которых выполнен штанговым, а нижний - электропогружным.
Недостатками установки являются сложность конструкции и ее монтажа, так как из-за того, что кожух охватывает весь электропогружной насос, они с кожухом могут быть смонтированы только на устье скважины. При этом ее невозможно использовать на глубинах, превышающих допустимые для электропогружного насоса, на зауженных в нижней части скважинах из-за габаритного диаметра кожуха насоса и на скважинах, имеющих нарушения выше верхнего пласта.
Наиболее близка по своей технической сущности к предлагаемой «Насосная установка для эксплуатации пластов в скважине» (патент RU №2339795, Е21В 43/14, опубл. Бюл. №33 от 27.11.2008 г.), содержащая электропогружной насос, двигатель которого оснащен датчиком, систему пакеров, разделяющих скважину на зоны пластов, хвостовик со штуцерами, регулирующими производительность пластов, и измерителями расхода в виде дросселя с датчиками давления, при этом погружной электродвигатель снабжен кожухом, сообщенным с хвостовиком и замыкающимся на входном узле насоса, а хвостовик снабжен каналами, каждый из которых сообщает зоны соответствующих пластов с полостью кожуха, в качестве измерительного дросселя использованы штуцеры, которые установлены на входе каждого канала в кожух, причем в качестве датчика давления, устанавливаемого на выходе дросселя, использован один общий, устанавливаемый в электродвигателе, а остальные датчики давления размещены относительно штуцера со стороны пласта.
Недостатками установки являются сложность конструкции и ее монтажа из-за наличия большого числа регулирующих и контролирующих узлов. При этом ее невозможно использовать в скважинах с одним пластом, на глубинах, превышающих допустимые для электропогружного насоса, на зауженных в нижней части скважинах из-за габаритного диаметра кожуха насоса и на скважинах, имеющих нарушения выше верхнего пласта.
Технической задачей предлагаемой полезной модели является упрощение конструкции за счет исключения большого числа регулирующих и контролирующих элементов, расширение функциональных возможностей за счет использования пакера над верхним пластом, а между кожухом насоса и хвостовиком - герметизирующего узла, приподнятого на технологическом патрубке от верхнего пакера в технологически обоснованный интервал скважины, позволяющими работать электропогружному насосу в скважинах с одним или несколькими пластами, на глубинах, превышающих допустимые для электропогружного насоса, на зауженных в нижней части скважинах и/или на скважинах, имеющих нарушения выше верхнего пласта.
Техническими задачами, решаемыми предлагаемой установкой, являются упрощение конструкции и создание возможности реализации установки с электропогружным насосом.
Указанная техническая задача решается установкой для эксплуатации пластов, включающей электропогружной насос с кожухом, сообщенным с хвостовиком и замыкающимся на входном узле насоса, двигатель которого оснащен датчиком, как минимум одним пакером, разделяющим скважину на зоны пластов, причем хвостовик оснащен как минимум одним каналом, который сообщен соответствующей зоной скважины с установленным по необходимости штуцером, регулирующим производительность соответствующего пласта.
Новым является то, что верхний пакер установлен над верхним пластом и оснащен сверху технологическим патрубком, оснащенным расположенным выше центрирующим расширением с внутренним герметизирующим узлом, а кожух снизу оснащен полым плунжером, выполненным с возможностью при взаимодействии герметичной фиксации в герметизирующем узле.
Новым является также то, что при наличии нарушений в скважине выше центрирующего расширения, под ним на технологическом патрубке установлена самоуплотняющаяся эластичная манжета, пропускающая в скважине только снизу вверх.
На чертеже показана схема установки.
Установка для эксплуатации пластов включает электропогружной насос 1 с кабелем 2 и кожухом 3, сообщенным с хвостовиком 4 и замыкающимся на входном узле 5 насоса 1, двигатель 6 которого оснащен датчиком (на черт. не показан), как минимум одним пакером 7 с якорем 8, установленным над пластом 8, разделяющим скважину на зоны 10 пластов 9. Хвостовик 4 оснащен как минимум одним каналом (на черт. не показан), который сообщен соответствующей зоной 10 скважины с установленным по необходимости штуцером (на черт. не показан), регулирующим производительность соответствующего пласта 9. Верхний пакер 7 установлен над верхним пластом 10 и оснащен сверху технологическим патрубком 11, оснащенным расположенным выше центрирующим расширением 12 с внутренним герметизирующим узлом (на чертеже не показан), а кожух 3 снизу оснащен полым плунжером 13, выполненным с возможностью при взаимодействии герметичной фиксации в герметизирующем узле. При наличии нарушений 14 в скважине 15 выше центрирующего расширения 12, под ним на технологическом патрубке 11 установлена самоуплотняющаяся эластичная манжета 16, пропускающая в скважине 15 только снизу вверх. При этом выше насоса 1 последовательно снизу вверх могут быть расположены обратный защитный клапан 17, защищающий насос 1 при его остановке от избыточного давления жидкости, находящейся в лифтовой колонне труб 18, на которых спускается установка, и перепускное устройство 19, открывающееся от избыточного давления или под действием сбрасываемого сверх предмета и защищающее насос 1 при его подъеме от избыточного давления жидкости, находящейся в лифтовой колонне труб 18.
Установка для эксплуатации пластов работает следующим образом.
В скважине 15 предварительно над пластами 10 устанавливают пакера 7 (например, ПРО-ЯТ-О-122 с якорным узлом 8, выпускаемый НПО «Пакер», г.Октябрьский) с установленным снизу верхнего пакера 7 хвостовиком 4 (например, оснащенный фильтром 20 напротив продуктивных пластов 9 с каналами, сообщающими вход насоса 1 через фильтры 20 с соответствующими зонами 10 скважины 15) и установленным сверху верхнего пакера 7 технологическим патрубком 11, который оснащен сверху центрирующим расширением 12, не позволяющим сильно отклоняться от верхней части технологического патрубка 11 оси скважины 15. В зависимости от производительности и глубины залегания пластов 9 подбирают штуцера (на черт. не показаны), устанавливаемые на выходе каналов для сообщения с насосом 1 и позволяющие отбирать продукцию пластов 9 в зависимости от их производительности.
Длину технологического патрубка 11 подбирают таким образом, чтобы разместить насос 1 на технологически допустимой глубине (например, ниже уровня гидростатических давлений пластов, но выше глубины 2000 м скважины 15, или выше зоны сужения скважины 15, или выше зоны основных нарушений скважины, для предотвращения аварийных ситуаций).
При наличии нарушений 14 в скважине 15 выше центрирующего расширения 12, под ним на технологическом патрубке 11 установлена самоуплотняющаяся эластичная манжета 16, пропускающая в скважине 15 только снизу вверх. Благодаря этому исключается попадание осаживаемой породы или загрязнений на верхний пакер 7, что впоследствии не приведет к аварийным ситуациям при извлечении пакеров 7 из скважины 18 и позволит вымыть этого осадка, скапливаемого на самоуплотняющейся манжете 16, обратной промывкой при установке и извлечении кожуха 3 с насосом 1 и двигателем 6.
При использовании в скважинах 15 с одним продуктивным пластом 9, пакер 7 устанавливается выше него, а хвостовик 4 применяют с одним каналом без штуцера. После чего насос 1 через входное устройство 5 соединяют с электродвигателем 6, через узел герметизации 21 которого протягивают кабель 2 с последующей изоляцией (например, при помощи эластичной манжеты, зажимаемой полой гайкой (или сросткой - на черт. не показаны). На двигатель 6 с датчиком надевают нижний кожух 3, герметично фиксируя его сверху на входном устройстве 5 (например, при помощи резьбы), которое снизу оснащается полым плунжером 13. Затем в скважину 15 спускают кожух с двигателем 6. После чего к входному устройству 5 (например, фланцевым соединением - на черт. не показано) прикрепляют сверху насос 1, к которому сверху последовательно присоединяют обратный клапан 17 и перепускное устройство 19. Далее сверху присоединяют колонну лифтовых труб 18, на которой всю конструкцию спускают в скважину 15 до герметичного взаимодействия с фиксацией полого плунжера 13 с внутренним герметизирующим узлом центрирующего расширения 12, при этом на устьевом индикаторе веса (на черт не показан) зафиксируется снижение веса установки. После чего устье оснащают устьевой арматурой (на черт. не показана) с герметизацией выхода кабеля 2. Кабель 2 присоединяют к станции управления (на черт не показана).
Для запуска установки по кабелю 2 подается напряжение, под действием которого приводится в действие двигатель 6, вращающий ротор насоса 1. В результате продукция пластов 9 из зон 10 через фильтр 20, каналы хвостовика 4, кожух 3 и технологические каналы 22 входного устройства 5 проступает на вход насоса 1, который перекачивает поступающую продукцию через клапан 17 в лифтовую колонну труб 18. По лифтовой колонне труб 18 продукция пластов 9 понимается на поверхность.
Датчики двигателя 6 могут быт различной конструкции и различных видов (например, для измерения скорости потока жидкости, обводненности, % газа и т.д.) для исследования характеристик пластов 9.
Для извлечения установки из скважины 15 сначала в лифтовой колонне труб 18 создают избыточное давление, достаточное для открытия перепускного устройства 19 (например, разрушается предохранительная мембрана) или сбрасывают груз, разрушающий сбивной клапан (на черт. не показан), в результате уровень жидкости в лифтовой колонне труб 18 выровняется с уровнем жидкости внутри скважины 15. Затем разбирают устьевую арматуру и за счет поднятия лифтовых труб 18 извлекают всю установку на поверхность без технологического патрубка 11, пакера 7 и хвостовика 9. Так как жидкость будет вытекать из установки через открытое перепускное устройство 19, то излива жидкости на устье не будет, что делает извлечение установки более удобным для обслуживающего персонала. Разборку установки производят в обратной сборке последовательности. После чего при необходимости спускают колонну труб со съемником (на черт не показаны), при помощи которых после взаимодействия и захвата выводят пакер 7 из рабочего в транспортное положение (распакеровывают) и извлекают на поверхность с хвостовиком 4 и технологическим патрубком 11.
Между электродвигателем 6 и входным устройством 5 возможна установка при необходимости гидрозащиты 23.
Предлагаемая полезная модель позволяет произвести упрощение конструкции за счет исключения большого числа регулирующих и контролирующих элементов, расширение функциональных возможностей за счет использования пакера над верхним пластом, а между кожухом насоса и хвостовиком - герметизирующего узла, приподнятого на технологическом патрубке от верхнего пакера в технологически обоснованный интервал скважины, позволяющими работать электропогружному насосу в скважинах с одним или несколькими пластами, на глубинах, превышающих допустимые для электропогружного насоса, на зауженных в нижней части скважинах и/или на скважинах, имеющих нарушения выше верхнего пласта.