СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ С ДВУМЯ ПЛАСТАМИ
DUAL WELL COMPLETION METHOD

Изобретение относится к горному делу, в частности к нефтедобывающей промышленности, и предназначено для эксплуатации скважин с двумя пластами одновременно электропогружным и возвратно-поступательным насосами и жидкоструйным эжектором.
Известен способ эксплуатации нефтяной скважины с двумя пластами скважинной насосной установкой для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, содержащей колонну лифтовых труб, пакер, втулку с хвостовиком, штанговый погружной насос с гидравлической насадкой, соединенный с приводной штангой, размещенной в колонне лифтовых труб, последние заключены во втулке с радиальным отверстием, сообщающимся с каналом гидравлической насадки выше пакера, и электроприводной насос с входным модулем и погружным электродвигателем, на выходе электроприводного насоса установлен обратный клапан, сообщающийся с колонной лифтовых труб через промежуточную трубу, струйный эжектор, установленный в гнезде стыковочной муфты и расположенный в хвостовике втулки, и полость, образованную между цилиндром штангового насоса и втулкой. Гидравлическая насадка установлена во втулке с помощью манжет с упором в буртик с внутренним диаметром, большим наружного диаметра струйного эжектора, и закреплена разжимной цангой с возможностью удаления штангового насоса и струйного эжектора из установки. (Патент RU №2488689 C1. Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов. - МПК: E21B 43/14. - Опубл. 27.07.2013). Недостатком известного способа является отсутствие возможности промывки электроприводного насоса, требующей при эксплуатации скважины демонтажа насосной установки и удаления ее из скважины.
Наиболее близким аналогом заявляемого изобретения является комбинированный способ эксплуатации добывающей скважины путем одновременной эксплуатации электропогружного, штангового и струйного насосов. В процессе совместной эксплуатации поток жидкости, нагнетаемый электропогружным и/или штанговым насосами, направляют через струйный насос. При этом штанговым насосом осуществляют дополнительный подъем жидкости и газа, а струйным насосом осуществляют и отбор газа из межтрубного пространства в колонну насосно-компрессорных труб. Расход откачиваемой жидкости или газа, или поочередно жидкости и газа регулируют путем изменения глубины размещения в стволе скважины штангового насоса в паре со струйным насосом и изменения режима их откачки. (Патент RU №2132933 C1. Комбинированный способ эксплуатации добывающей скважины и оборудование для его осуществления. - МПК: E21B 43/00, F04B 47/00. - Опубл. 10.07.1999). Данное техническое решение принято за прототип.
Недостатком известного способа является низкая эффективность эксплуатации скважины из-за сложности ее технологического обслуживания, в частности отсутствия возможности промывки электропогружного насоса, требующей демонтажа насосной установки и удаления ее из скважины.
Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является обеспечение устойчивой работы скважины с возможностью изменять режим эксплуатации скважины без демонтажа насосной установки и удаления ее из скважины, оперативно промывать электропогружной насос.
Техническим результатом является повышение технологичности и сокращение трудозатрат на эксплуатацию скважины.
Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе эксплуатации нефтяной скважины с двумя пластами, включающем монтаж насосной установки, состоящей из колонны лифтовых труб, электроприводного центробежного насоса для откачивания флюида из нижнего пласта, возвратно-поступательного насоса с приводной штангой, перемещающейся в колонне лифтовых труб, для откачивания флюида из верхнего пласта, жидкоструйного эжектора, кабеля, питающего электропривод центробежного насоса от наземной станции управления, пакера с кабельным вводом, разобщающего пласты в заданном интервале скважины, и системы погружной телеметрии, связанной кабелем со станцией управления, а после монтажа насосной установки осуществляют одновременный или раздельный запуск в работу вышеуказанных насосов для откачивания флюида из пластов по колонне лифтовых труб на поверхность скважины с возможностью учета их дебитов на станции управления согласно предложенному техническому решению,
в зависимости от объема газа, выделяемого нижним пластом скважины, откачивание флюида центробежным насосом из нижнего пласта ведут либо прямотоком по колонне лифтовых труб либо через сопло жидкоструйного эжектора, последний смонтирован ниже возвратно-поступательного насоса с возможностью стравливания газовой шапки из подпакерной затрубной полости скважины, для чего турбулентный поток флюида на выходе из центробежного насоса переводят в ламинарный, а при падении давления на выходе из центробежного насоса и/или превышении потребляемого им тока выполняют подземную промывку центробежного насоса, для чего из насосной установки последовательно демонтируют возвратно-поступательный насос и жидкоструйный эжектор, на месте последнего монтируют перепускной узел, состоящий из коаксиальных труб с радиальными каналами, затем из устья скважины по колонне лифтовых труб через коаксиальную полость и сообщающиеся с ней радиальные каналы перепускного узла закачивают промывочную жидкость в подпакерную затрубную полость скважины, под давлением которой через входной модуль промывают центробежный насос, из последнего использованную промывочную жидкость под остаточным давлением направляют по аксиальной полости и сообщающиеся с ней радиальные каналы перепускного узла через надпакерную затрубную полость в устье скважины, а после промывки центробежного насоса из насосной установки демонтируют перепускной узел и на его месте последовательно монтируют жидкоструйный эжектор и возвратно-поступательный насос, после чего продолжают откачивание флюида из пластов по колонне лифтовых труб на поверхность скважины;
в процессе эксплуатации скважины демонтаж и монтаж возвратно-поступательного насоса, жидкоструйного эжектора и перепускного узла в насосной установке осуществляют монтажным инструментом через колонну лифтовых труб.
Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленного способа эксплуатации нефтяной скважины с двумя пластами, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».
Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень».
Заявленное техническое решение может быть эффективно использовано в нефтегазодобывающей отрасли. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».
На фиг. 1 показана схема откачивания флюида из пластов скважины совместно возвратно-поступательным и центробежным насосами прямотоком по колонне лифтовых труб; на фиг. 2 - схема откачивания флюида из пластов скважины совместно возвратно-поступательным насосом и центробежным насосом через сопло жидкоструйного эжектора по колонне лифтовых труб; на фиг. 3 - схема промывки центробежного насоса.
Сущность способа эксплуатации нефтяной скважины с двумя пластами заключается в следующем.
Эксплуатация нефтяной скважины начинается с монтажа в скважине погружной насосной установки, содержащей колонну лифтовых труб, погружной электроприводной центробежный насос для откачивания флюида из нижнего пласта и возвратно-поступательный насос с приводной штангой, перемещающейся в колонне лифтовых труб от наземного привода, для откачивания флюида из верхнего пласта скважины, а при необходимости стравливания газовой шапки из подпакерной затрубной полости, и жидкоструйный эжектор, с возможностью подземной промывки центробежного насоса промывочной жидкостью, нагнетаемой из устья скважины через дополнительно монтируемый в насосной установке на месте жидкоструйного эжектора перепускной узел после удаления из насосной установки возвратно-поступательного насоса.
3
При выделении газа из нижнего пласта I объемом менее 50 м/т эксплуатация нефтяной скважины начинается с монтажа погружной насосной установки, состоящей из колонны лифтовых труб 1, электроприводного центробежного насоса 2 для откачивания флюида из нижнего пласта I, возвратно-поступательного насоса 3 с приводной штангой 4, перемещающейся в колонне лифтовых труб 1 от наземного привода (условно не показан), для откачивания флюида из верхнего пласта II, кабеля 5, питающего электропривод 6 центробежного насоса 2 от наземной станции управления (условно не показана), пакера 7 с кабельным вводом, разобщающего пласты I и II в заданном интервале скважины, и системы погружной телеметрии 8, установленной со стороны свободного торца электропривода 6 центробежного насоса 2 и связанной кабелем 5 с наземной станцией управления. После монтажа насосной установки осуществляют одновременный или раздельный запуск в работу вышеуказанных насосов 2 и 3. При этом откачивание флюида из нижнего пласта I скважины ведут прямотоком из центробежного насоса 2, а флюида из верхнего пласта II скважины возвратно-поступательным насосом 3 по колонне лифтовых труб 1 в устье скважины с учетом их дебитов на наземной станции управления (Фиг. 1).
3
При выделении газа из нижнего пласта I объемом 50 м/т и более эксплуатация нефтяной скважины начинается с монтажа погружной насосной установки, состоящей из колонны лифтовых труб 1, электроприводного центробежного насоса 2 для откачивания флюида из нижнего пласта I, возвратно-поступательного насоса 3 с приводной штангой 4, перемещающейся в колонне лифтовых труб 1 от наземного привода, для откачивания флюида из верхнего пласта II, кабеля 5, питающего электропривод 6 центробежного насоса 2 от наземной станции управления (условно не показана), пакера 7 с кабельным вводом, разобщающего пласты I и II в заданном интервале скважины, жидкоструйного эжектора 9, смонтированного ниже возвратно-поступательного насоса 3 с возможностью стравливания газовой шапки из подпакерной затрубной полости 10 скважины, и системы погружной телеметрии 8, установленной со стороны свободного торца электропривода 6 центробежного насоса 2 и связанной кабелем 5 с наземной станцией управления. После монтажа насосной установки осуществляют одновременный или раздельный запуск в работу вышеуказанных насосов 2 и 3 для откачивания флюида из пластов I и II по колонне лифтовых труб 1 на поверхность скважины. Откачивание флюида из нижнего пласта I скважины ведут из центробежного насоса 2, при этом турбулентный поток флюида на выходе из центробежного насоса 2 переводят с помощью ресивера 11 в ламинарный, последний через сопло 12 жидкоструйного эжектора 9 поступает в колонну лифтовых труб 1, стравливая собой газовую шапку из подпакерной затрубной полости 10 скважины. Флюид из верхнего пласта II скважины откачивают возвратно-поступательным насосом 3 по колонне лифтовых труб 1 в устье скважины. Флюиды из пластов I и II откачивают по колонне лифтовых труб 1 на поверхность скважины с учетом их дебитов на наземной станции управления (Фиг. 2).
При падении давления на выходе из центробежного насоса 2 и/или превышении потребляемого им тока, определяемые на наземной станции управления от системы погружной телеметрии 8 по кабелю 5, выполняют подземную промывку центробежного насоса 2. Для этого из насосной установки последовательно монтажным инструментом 13 из устья скважины демонтируют возвратно-поступательный насос 3 и жидкоструйный эжектор 9, и на месте последнего монтируют перепускной узел 14, состоящий из коаксиальных труб с радиальными каналами. Затем из устья скважины по колонне лифтовых труб 1 через коаксиальную полость 15 и сообщающиеся с ней радиальные каналы 16 перепускного узла 14 закачивают промывочную жидкость в подпакерную затрубную полость 10 скважины, под давлением которой через входной модуль 17 промывают центробежный насос 2, из последнего использованную промывочную жидкость под остаточным давлением направляют по аксиальной полости 18 и сообщающиеся с ней радиальные каналы 19 перепускного узла 14 через надпакерную затрубную полость 20 в устье скважины. После промывки центробежного насоса 2 из насосной установки демонтируют перепускной узел 14 и на его месте последовательно монтируют жидкоструйный эжектор 9 и возвратно-поступательный насос 3. После этого с наземной станции управления осуществляют одновременный или раздельный запуск в работу вышеуказанных насосов 2 и 3, которыми продолжают откачивать флюиды из пластов I и II по колонне лифтовых труб 1 на поверхность скважины с учетом их дебитов на наземной станции управления (Фиг. 3).
В зависимости от объемов выделяемого газа вместе с жидкостью нижним пластом скважину с двумя пластами эксплуатируют следующим образом.
Эксплуатацию скважины начинают с монтажа погружной насосной установки.
3
При выделении газа из нижнего пласта I скважины объемом менее 50 м/т в скважину на заданную глубину со скоростью не более 0,1 м/с спускают погружную насосную установку, состоящую из колонны лифтовых труб 1, электроприводного центробежного насоса 2 с кабелем 5, возвратно-поступательного насоса 3 с приводной штангой 4 в колонне лифтовых труб 1, пакера 7 с кабельным вводом, разобщающим пласты I и II, и системы погружной телеметрии 8, установленной со стороны свободного торца электропривода 6 центробежного насоса 2 и связанной кабелем 5 с наземной станцией управления. По окончании спуска насосную установку закрепляют пакером 7 в заданном интервале скважины. После монтажа насосной установки одновременно или раздельно либо поочередно запускают в работу электроприводной центробежный насос 2 подачей электропитания электроприводу 6 по кабелю 5 и станок-качалку возвратно-поступательного насоса 3 с возвратно-поступательным движением штанги 4 в колонне лифтовых труб 1. Откачивание флюидов из нижнего пласта I скважины ведут центробежным насосом 2 прямотоком в колонну лифтовых труб, а из верхнего пласта II скважины возвратно-поступательным насосом 3 по колонне лифтовых труб 1. Флюиды из пластов I и II откачивают по колонне лифтовых труб 1 в устье скважины как раздельно, так и смешивая их между собой с учетом их дебитов на наземной станции управления.
3
При выделении газа из нижнего пласта I объемом 50 м/т и более в скважину на заданную глубину со скоростью не более 0,1 м/с спускают погружную насосную установку, состоящую из колонны лифтовых труб 1, электроприводного центробежного насоса 2 с кабелем 5, возвратно-поступательного насоса 3 с приводной штангой 4 в колонне лифтовых труб 1, пакера 7 с кабельным вводом, разобщающего пласты I и II, жидкоструйного эжектора 9 и системы погружной телеметрии 8, установленной со стороны свободного торца электропривода 6 центробежного насоса 2 и связанной кабелем 5 с наземной станцией управления. По окончании спуска насосную установку закрепляют пакером 7 в заданном интервале скважины. После монтажа насосной установки в скважине одновременно или раздельно либо поочередно запускают в работу станок-качалку возвратно-поступательного насоса 3 с возвратно-поступательным движением штанги 4 в колонне лифтовых труб 1 и электроприводной центробежный насос 2 подачей электропитания электроприводу 6 по кабелю 5. Откачивание флюида из нижнего пласта I скважины ведут центробежным насосом 2, при этом турбулентный поток флюида на выходе из центробежного насоса 2 переводят с помощью ресивера 11 в ламинарный, последний через сопло 12 жидкоструйного эжектора 9 поступает в колонну лифтовых труб 1, одновременно стравливая собой газовую шапку из подпакерной затрубной полости 10 скважины. Флюид из верхнего пласта II скважины откачивают возвратно-поступательным насосом 3 по колонне лифтовых труб 1. Флюиды из пластов I и II откачивают по колонне лифтовых труб 1 в устье скважины как раздельно, так и смешивая их между собой с учетом их дебитов на наземной станции управления.
При падении давления на выходе из центробежного насоса 2 и/или превышении потребляемого им тока, определяемые на наземной станции управления от системы погружной телеметрии 8 по кабелю 5, выполняют подземную промывку центробежного насоса 2. Для этого из насосной установки монтажным инструментом 13 с помощью лебедки последовательно демонтируют возвратно-поступательный насос 3 и жидкоструйный эжектор 9, и на месте последнего монтируют перепускной узел 14, состоящий из коаксиальных труб с радиальными каналами. Затем из устья скважины по колонне лифтовых труб 1 через коаксиальную полость 15 и сообщающиеся с ней радиальные каналы 16 перепускного узла 14 закачивают промывочную жидкость в подпакерную затрубную полость 10 скважины, под давлением которой через входной модуль 17 промывают центробежный насос 2, из последнего использованную промывочную жидкость под остаточным давлением направляют по аксиальной полости 18 и сообщающиеся с ней радиальные каналы 19 перепускного узла 14 через надпакерную затрубную полость 20 в устье скважины. После промывки центробежного насоса 2 из насосной установки монтажным инструментом 13 демонтируют перепускной узел 14 и на его месте последовательно монтируют жидкоструйный эжектор 9 и возвратно-поступательный насос 3. После этого с наземной станции управления осуществляют одновременный или раздельный запуск в работу вышеуказанных насосов 2 и 3, которыми продолжают откачивать флюиды из пластов I и II по колонне лифтовых труб 1 на поверхность скважины с учетом их дебитов на наземной станции управления.
Использование предложенного способа эксплуатации нефтяной скважины с двумя пластами позволит значительно сократить трудозатраты на обслуживание скважины и повысить эффективность эксплуатации скважин. Предлагаемая технология эксплуатации нефтяных скважин соответствует требованиям Правил охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора России №71 от 06 июня 2003 г.