ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ ДВУХ ПЛАСТОВ

Полезная модель относится к оборудованию одновременно-раздельной добычи нефти насосами из двух пластов через одну скважину.
Известно оборудование для одновременно-раздельной добычи нефти насосным агрегатом из двух пластов, разобщенных пакером, содержащее, спущенный на расчетную глубину насосный агрегат с подвешенным на нем трубным хвостовиком, который герметично сочленяется с оголовком пакера (В.А.Афанасьев, патент 40647 7 Е21В 43/16).
Известно (К.М.Гарифов и др., патент 2339798 Е21В 043/14) оборудование для одновременно-раздельной насосной добычи нефти из двух пластов, разобщенных пакером, сочлененным через всасывающий трубопровод с насосным агрегатом, состоящим из электроцентробежного и штангового плунжерного насосов. Электропогружным насосом, помещенным в кожух, эксплуатируется высокопродуктивный нижний пласт, а плунжерным насосом низкопродуктивный верхний пласт (производственно-технический журнал «Инженерная практика» №3, 2011 г., с.4-5).
2
3
3
На нефтяных промыслах Западной Сибири имеются месторождения нефти, где нижние пласты низкодебитные (ЮС, Ач и т.п.), а верхние пласты высокодебитные (АС, БС и т.д.). В данных условиях предложенная скважинная компоновка (прототип) не может быть применена. Электропогружной насос имеет более высокую производительность (до 800 м/сут), чем штанговый плунжерный насос (до 70 м/сут).
Технической задачей, решаемой полезной моделью, является обеспечить эксплуатацию нижнего низкопродуктивного пласта штанговым насосом, а высокопродуктивного верхнего пласта электроцентробежным насосом.
Поставленная цель достигается тем, что в скважинном оборудовании для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов, разобщенных в стволе скважины пакером, оголовок которого герметично связан с всасывающим трубопроводом насосного агрегата, включающего электроцентробежный насос с двигателем и плунжерный насос, прием последнего оборудован трубным хвостовиком, который через байпасную трубку, расположенную параллельно электроцентробежному насосу и его двигателю, всасывающий трубопровод насосного агрегата, оголовок и ствол пакера гидравлически связан с нижним пластом, а электроцентробежный насос находится в потоке жидкости, поступающим из верхнего пласта.
Под давлением после насосов жидкость смешивается и транспортируется на устье скважины по колонне труб, на которых спущен насосный агрегат в скважину.
Возможно исполнение скважинного оборудования, в котором поступившая под давлением электроцентробежного насоса жидкость поступает на устье скважины по колонне труб, на которой спущен насосный агрегат в скважину, а поступающая под давлением жидкость из плунжерного насоса поступает на устье скважины по полым штангам.
Предлагаемая полезная модель значительно упрощает конструкцию скважинной компоновки оборудования, т.к. электроцентробежный насос не помещен в кожух. Это позволяет увеличить внутренний диаметр проходящих параллельно ему хвостовика и байпасной линии для транспортировки нефти из нижнего пласта в прием штангового насоса.
На чертеже (фиг.1) схематично представлена предлагаемая полезная модель скважинного оборудования со смешиванием и подъемом нагнетаемой насосами нефти по колонне труб, на которой спущен насосный агрегат в скважину.
Скважинное оборудование состоит из колонны труб 1, на которой в скважину спущен насосный агрегат, включающий электроцентробежный насос 2 с двигателем 3 и плунжерный штанговый насос 4 с трубным хвостовиком 5. Плунжер насоса 4 имеет элемент автосцепа для сочленения его с колонной штанг 6. Нижний 7 и верхний 8 пласты разобщаются пакером 9 с оголовком 10. Оголовок 10 герметично связан с всасывающим трубопроводом 11 насосного агрегата. Прием плунжерного насоса 4 через его трубный хвостовик 5, байпасную трубку 12, хвостовик 11 насосного агрегата, оголовок 10 ствол пакера 9 гидравлически связан с нижним пластом 7. Байпасная трубка 12 располагается в скважине параллельно электроцентробежному насосу 2. Электропитание двигателя 3 насоса 2 ведется с устья скважины по кабелю 13. Для извлечения насосного агрегата из скважины пакер 9 снабжен клапаном-отсекателем 14.
Монтаж оборудования ведется в следующей последовательности. На монтажных трубах (на рисунке не показаны) спускается в скважину и устанавливается между пластами пакер 9 с оголовком 10. Пакер 9 спрессовывается через монтажную колонну труб. Далее монтажная колонна труб отсоединяется от пакера 9 и извлекается из скважины. На расчетную глубину спускается в скважину насосный агрегат до герметичного сочленения всасывающего трубопровода 11 с оголовком 10 пакера 9.
Колонна штанг 6 спускается в скважину и автосцепом механически сочленяется с плунжером насоса 4. Насосный агрегат и скважина запускается в эксплуатацию. Включается электроцентробежный насос 2 и выводится верхний пласт 8 на режим.
Жидкость из верхнего пласта 8 поступает на прием электропогружного насоса 2, охлаждая его погружной электродвигатель 3. Далее из насоса под давлением жидкость поступает по колонне труб 1 на устье скважины. Пускается в работу штанговый плунжерный насос 4 и выводится пласт 7 на режим. Жидкость под давлением из штангового насоса также поступает в колонну труб 1.
Для откачки из нижнего пласта жидкости с высоким объемом свободного газа применяются специальные штанговые насосы или газосепараторы.
Дебит жидкости и обводненность скважины определяется наземной замерной установкой. При замере устьевой установкой дебита и обводненности отдельных пластов один из насосов останавливается, например, штанговый плунжерный насос. Определяются замерной установкой дебит и обводненность верхнего пласта 8. Затем включается штанговый насос 4 и отключается электроцентробежный насос 2. Замеряются дебит и обводненность нижнего пласта 7.
Давление на забое скважины определяется по уровню жидкости в затрубье скважины, динамометрированием или датчиками давления автоматической системы, передающей информацию по силовому или специальному кабелю на пульт управления скважины.
Производительность насосов регулируется числом качаний, длиной хода плунжера штангового насоса и частотным преобразователем электроцентробежного насоса.
Контроль и регулирование разобщенных пластов значительно упрощается, если для плунжерного насоса применяются полые штанги. Тогда замер дебитов и обводненности пластов замеряется постоянно, без остановки насосов. Управление режимом электроцентробежного насоса может быть решено частотным преобразователем или устьевым штуцированием.
Таким образом, обеспечиваются отборы жидкости из низкопродуктивного пласта штанговым насосом, а высокопродуктивного верхнего пласта электроцентробежным насосом. Компоновка не требует размещения электроцентробежного насоса в специальном кожухе, т.к. он охлаждается потоком нефти, поступающем из верхнего пласта в насос. Упрощается монтаж компоновки, т.к. отдельно спускается и устанавливается механический пакер, а затем спускается на заданную глубину насосный агрегат, и, наконец, спускается колонна штанг. Это весьма важно для глубоких (до 3000 м) пластов ЮС. При отказе одного из насосов они извлекаются без пакера. Ревизия ШГН проводится без подъема ЭЦН.