СКВАЖИННАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННОЙ РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДВУХ ПЛАСТОВ
OIL WELL PUMPING UNIT FOR SIMULTANEOUS SEPARATE OPERATION OF TWO RESERVOIRS

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам для одновременной раздельной эксплуатации двух продуктивных пластов.
Известна скважинная штанговая насосная установка для одновременной эксплуатации двух пластов в скважине, содержащая колонну лифтовых труб, колонну штанг, пакер, хвостовик и дифференциальный насос. Причем всасывающий и нагнетательный клапаны верхней секции насоса установлены сбоку от цилиндра, а между ними размещен самоуплотняющийся пакер (Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений. / Р.А.Максутов, Б.Е.Доброскок, Ю.В.Зайцев. - М: Недра, 1974. - Стр.89, рис.54). В этой установке производится раздельный подъем продукции пластов: нижнего - по колонне лифтовых труб, верхнего - по эксплуатационной колонне скважины.
Недостатками установки являются сложная конструкция, невозможность исследования пластов в процессе эксплуатации (определение забойных и пластовых давлений), при необходимости извлечения насоса он поднимается вместе с верхним пакером, что способствует его износу и снижению надежности работы установки, кроме того, в результате «поршневого» эффекта, создаваемого пакером при подъеме, происходит излив продукции из эксплуатационной колонны скважины. Расположение всасывающего клапана верхней секции насоса под пакером, а нагнетательного клапана - над пакером увеличивает вредное пространство насоса, что снижает его производительность. Кроме того, установка имеет малую производительность откачки продукции нижнего пласта из-за ограничений в диаметре плунжера нижней секции, который исходя из принципа работы дифференциального насоса должен иметь диаметр меньше, чем диаметр плунжера верхней секции. Следующим недостатком установки является то, что дифференциальный насос приводится в действие одной колонной штанг и отсутствует возможность раздельного регулирования производительности нижней и верхней секций насоса.
Известна также скважинная насосная установка для одновременной эксплуатации двух пластов в скважине, содержащая колонну лифтовых труб, пакер, хвостовик и два отдельных электроцентробежных насоса с отдельными кабелями, подающими продукцию верхнего и нижнего пластов в одну колонну лифтовых труб, по которой она подается на поверхность, причем продукция нижнего пласта подается нижним насосом в колонну лифтовых труб по обводному кожуху, в котором выполнен канал для сообщения приема верхнего насоса с надпакерным пространством скважины (Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений. / Р.А.Максутов, Б.Е.Доброскок, Ю.В.Зайцев. - М.: Недра, 1974. - Стр.106-107, рис.63а).
Недостатком установки является то, что она не позволяет раздельный подъем и замер дебита продукции каждого из пластов. Другими недостатками установки являются трудоемкость монтажа на скважине, громоздкость оборудования (общая длина установки может достигать 30-35 м), сложность спуска в скважину одновременно двух кабелей, кроме того, в связи с наличием двух кабелей повышается вероятность нарушения изоляции и выхода установки из строя, не решены вопросы исследования разобщенных пластов. Также данная установка не позволяет использование различных сочетаний электродвигателей и насосов, так как стандартные размеры их заложены при изготовлении.
Наиболее близкой по технической сущности к предлагаемой установке является «Насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине» (патент RU №2291953, МПК Е21В 43/14, 47/00, опубл. 20.01.2007. Бюл. №2), 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, при этом 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, а электропогружной насос снизу может быть оснащен датчиком давления, выполненным с возможностью передачи информации по кабелю электропогружного насоса.
Недостатками данной установки являются:
- конструктивная невозможность использования вставного плунжерного насоса, что усложняет процесс извлечения и ремонта этого насоса (это возможно только с колонной лифтовых труб);
- подъем полых штанг и колонны лифтовых труб невозможно осуществлять без излива находящихся в них жидкостей, что ухудшает условия труда обслуживающих бригад;
- невозможность закачки реагентов в нижний пласт и промывки межтрубного пространства под пакером без извлечения установки из скважины.
Техническая задача изобретения состоит в том, чтобы обеспечить возможность поочередной работы насосов и возможность использования вставного плунжерного насоса за счет установки клапанов в боковой канал верхнего кожуха и между колонной лифтовых труб и выходом электропогружного насоса для упрощения установки и обслуживания установки, а также исключить возможность излива жидкости при подъеме насосов, обеспечив предварительный слив жидкости в скважину, расширение при этом функциональных возможностей из-за возможности закачки реагентов в нижний пласт и промывки межтрубного пространства под пакером без извлечения установки из скважины.
Техническая задача решается скважинной насосной установкой для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов, содержащей колонну лифтовых труб, кабель, пакер, установленный между пластами, перепускное устройство, верхний, заключенный в кожух, - плунжерный с колонной штанг и нижний, сообщенный с подпакерным пространством, - электропогружной с электродвигателем насосы для откачки продукции соответствующих пластов, узел герметизации кабеля, при этом выход электропогружного насоса сообщен патрубком с верхним кожухом, который сверху сообщен с колонной лифтовых труб и снабжен боковым каналом, сообщающим вход верхнего насоса с надпакерным пространством.
Новым является то, что верхний кожух выполнен в виде втулки с дополнительным продольным каналом, оснащенной технологическим патрубком, закрепленным сверху верхнего кожуха и сообщенным сверху с лифтовой колонной труб, а снизу - с боковым каналом, который снабжен предохранительным обратным клапаном, а патрубок, сообщающий выход нижнего насоса с колонной лифтовых труб через продольный канал верхнего кожуха, также снабжен дополнительным обратным клапаном, выше которого размещены последовательно перепускное устройство и пакер с узлом герметизации кабеля, причем плунжерный насос выполнен вставным с возможностью герметичного взаимодействия с внутренней поверхностью технологического патрубка верхнего кожуха, а дополнительный клапан оснащен боковыми перепускными каналами с регулируемыми клапанами, открывающимися при повышении давления в обратном клапане выше установленного, при этом давление посадки пакера ниже установленного для регулируемых клапанов обратного клапана.
Фиг.1 - верхняя часть установки с верхним пластом.
Фиг.2 - нижняя часть установки с нижним пластом и пакером.
Скважинная насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов, содержащая колонну лифтовых труб 1 (фиг.1), кабель 2, пакер 3 (фиг.2) с узлом герметизации 4 кабеля 2 (на фиг.2 показан условно), установленный между верхним 5 (фиг.1) и нижнем 6 (фиг.2) пластами, перепускное устройство 7 (например, в виде сбивного клапана или разрушаемой давлением мембраны, на чертеже не показанной), верхний 8 (фиг.1), заключенный в кожух 9, - плунжерный с колонной штанг 10 и нижний 11 (фиг.2), сообщенный с подпакерным пространством 12, - электропогружной с электродвигателем 13 насосы для откачки продукции соответствующих пластов 5 (фиг.1) и 6 (фиг.2), при этом выход электропогружного насоса 12 сообщен патрубком 14 с верхним кожухом 9 (фиг.1), который сверху сообщен с колонной лифтовых труб 1 и снабжен боковым каналом 15, сообщающим вход верхнего насоса с надпакерным пространством 16. Верхний кожух 9 (фиг.1) выполнен в виде втулки с боковым 15 и продольным 17 каналами, оснащенной технологическим патрубком 18, закрепленным сверху верхнего кожуха 9 и сообщенным сверху с лифтовой колонной труб 1, а снизу с боковым каналом 15, который снабжен предохранительным обратным клапаном 19. Патрубок 14, сообщающий выход нижнего насоса 11 (фиг.2) с колонной лифтовых труб 1 (фиг1) через продольный канал 17 верхнего кожуха 9, также снабжен дополнительным обратным клапаном 20 (фиг.2), выше которого размещены перепускное устройство 7 и пакер 3 с узлом герметизации 4 кабеля 2. Плунжерный насос 8 (фиг.1) выполнен вставным с возможностью герметичного взаимодействия с внутренней поверхностью технологического патрубка 18 верхнего кожуха 9. Дополнительный клапан 20 (фиг.2) оснащен боковыми перепускными каналами 21 с регулируемыми клапанами (например, подпружиненными клапанами с регулируемыми пружинами - на чертеже не показаны), открывающимися при повышении давления в обратном клапане 20 выше установленного. Давление посадки пакера 3 ниже установленного для регулируемых клапанов обратного клапана 20.
Скважинная насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов работает следующим образом.
При сборе установки в зависимости от производительности и глубины залегания нижнего пласта 6 (фиг.2) подбирают насос 11 (чем выше продуктивность пласта, тем более производительным должен быть насос 11) и его электродвигатель 13 (чем глубже интервал залегания пласта 5, тем мощнее должен быть электродвигатель 13). После чего подобранные насос 11 с электродвигателем 13 и кабелем 2, установку собирают последовательно, спуская в скважину 22, при этом кабель 2 пропускают через узел герметизации 4 пакера 3 с последующей изоляцией (например, при помощи эластичной манжеты, зажимаемой полой гайкой - на фиг.2 не показаны).
Установку в сборе без плунжерного насоса 8 спускают на лифтовой колонне труб 1 в скважину 22 до размещения пакера 3 с узлом герметизации 4 и якорным узлом 23 (например, П-ЭГМ-188/122 с давлением посадки 8 МПа, выпускаемый НПО «Пакер», г.Октябрьский) между пластами 5 (фиг.1) и 6 (фиг.2). Для установки пакера 3 в колонне лифтовых труб создается давление посадки благодаря удержанию давления в обратном клапане 20 (например, КОТ-93, выпускаемый НПО «Пакер», г.Октябрьский, с давлением, устанавливаемым для открывания регулируемых клапанов 9,0-15,0 МПа перепускных каналов 21, что выше давления посадки пакера 3). Затем установку разгружают на пакер 3, дополнительно сжимая пакер 3 и заклинивая якорь 23. Затем в колонну лифтовых труб 1 (фиг.1) на колонне штанг 10 спускают вставной плунжерный насос 8 до его герметичного взаимодействия с внутренней поверхностью технологического патрубка 18. После чего устье оснащают устьевой арматурой (на чертеже не показана) с герметизацией выхода кабеля и с возможностью продольного перемещения колонны штанг 10. Колонну штанг 10 присоединяют к устьевому приводу (например, станок-качалка - на фиг.1 не показана), а кабель 2 к управляющей подстанции (на чертеже не показана).
Для запуска установки по кабелю 2 подается напряжение, под действием которого приводится в действие электродвигатель 13 (фиг.2), вращающий ротор насоса 11. В результате продукция нижнего пласта 6 из подпакерного пространства 12 поступает на вход нижнего насоса 11, который перекачивает поступающую продукцию по патрубку 14 через дополнительный клапан 20 и продольный канал 17 (фиг.1) верхнего кожуха 9 в лифтовую колонну труб 1.
При этом колонне штанг 10 при помощи привода придают возвратно-поступательное движение, которое передается на плунжер 24 верхнего насоса 8. В результате продукция верхнего пласта 5 из надпакерного пространства 16 через боковой канал 15 и предохранительный клапан 19 поступает в технологический патрубок 18 и на вход верхнего насоса 8, который эту продукцию перекачивает в колонну лифтовых труб 1, где она смешивается с продукцией нижнего пласта 6 (фиг.2).
По лифтовой колонне труб 1 (фиг.1) продукция пластов 5 и 6 (фиг.2) при помощи соответствующих насосов 8 (фиг.1) и 11 (фиг.2) понимается на поверхность.
При запуске установки рекомендуется сначала запускать нижний насос 11 для подъема уровня жидкости внутри колонны лифтовых труб 1 (фиг.1), для создания перепада давления с надпакерным пространством 16 скважины 22, которое дополнительно фиксирует верхний насос 8 в технологическом патрубке 18.
В случаях срыва (несанкционированного извлечения) верхнего насоса 8 (фиг.1) из технологического патрубка 18 или при извлечении верхнего насоса 8 для профилактики, ремонта или замены (так, ресурс плунжерных насосов ниже электропогружных) предохранительный клапан 19 исключает попадание (задавливание) жидкости из колонны лифтовых труб 1 через боковой канал 15 и надпакерное пространство 16 в верхний пласт 5, так как в колонне лифтовых труб 1 уровень жидкости, поддерживаемый насосами 8 и 11 (фиг.2), выше гидростатического давления верхнего пласта 5 (фиг.1). При этом добыча продукции нижнего пласта 6 (фиг.2) нижним насосом 10 может продолжаться после герметизации устья скважины 22.
Для очистки межтрубного - надпакерного пространства 16 (фиг.1) скважины 22 и закачивания реагентов в верхний пласт 5 насосы 8 и 11 (фиг.2) предварительно останавливают. Затем для очистки надпакерного пространства 16 (фиг.1) плунжерный насос 8 на колонне штанг 10 приподнимают до выхода из технологического патрубка 8, по межтрубному пространству 16 прокачивают жидкость, которая, циркулируя через предохранительный обратный клапан 19 и колонну лифтовых труб 1, очищает надпакерное пространство 16, а для закачки реагентов в пласт 5 герметизируют колонну лифтовых труб 1 и закачивают реагенты по межтрубному пространству 16 непосредственно в верхний пласт 5.
Для очистки межтрубного - подпакерного пространства 12 (фиг.2) скважины 22 и закачивания реагентов в нижний пласт 6 насосы 8 (фиг.1) и 11 предварительно останавливают. Затем для закачки реагентов в нижний пласт 6 (фиг.2) их через колонну лифтовых труб 1 (фиг.1) подают под давлением, превышающим установленное для открывания регулируемых клапанов перепускных каналов 21 (фиг.2) обратного клапана 20. Таким образом закачивают реагенты по подпакерноему пространству 12 непосредственно в нижний пласт 6, а для очистки подпакерного пространства 12 чередуют закачку жидкости аналогично закачке реагентов в пласт 6 и откачку ее нижним насосом 11.
В ходе работы при необходимости любой из насосов 8 (фиг.1) или 11 (фиг.2) может быть остановлен, при этом другой насос 11 или 8 (фиг.1) может работать в обычном режиме, благодаря наличию обратных клапанов 19 и 20 (фиг.2).
Для извлечения установки из скважины 22 (фиг.1) сначала извлекают плунжерный насос 8 на колонне штанг 10, затем колонну лифтовых труб 1 подтягивают вверх, разгерметизируя пакер 3 (фиг.2) и освобождая якорь 23, который оснащается грузом. Снятием якоря груз освобождается и разрушает сбивной клапан перепускного устройства 7 для слива жидкости из колонны лифтовых труб 1 (фиг.1) при подъеме установки из скважины 22. Если перепускное устройство 7 (фиг.2) выполнено с мембраной (на чертеже не показана), то колонну лифтовых труб 1 (фиг.1) герметизируют, а в ее затрубье создают давление, разрушающее мембрану 7 для слива жидкости из колонны лифтовых труб 1 (фиг.1) при подъеме установки из скважины 22.
В случаях, когда возможны аварийные ситуации при снятии пакера 3, патрубок выше пакера 3 оснащают разъемной муфтой 24 (фиг.2), разъединяемой при помощи давления (например, МРГ-89 с давлением отсоединения 5,0 МПа после сброса с устья шарика, выпускаемый НПО «Пакер», г.Октябрьский) или при помощи нагрузки (например, в виде телескопических трубок, зафиксированных срезным элементом, рассчитанным на нагрузку 100-120 кН разрушения - на чертеже не показаны). После отсоединения муфты 24 сбрасывают груз, который разрушает сбивной клапан перепускного устройства 7. Затем спускается ловильное устройство (на чертеже не показано) для извлечения пакера 3 с насосом 11 из скважины 22.
Между электродвигателем 13 и насосом 11 возможна установка гидрозащиты 25 (на фиг.2 показана условно).
Для выравнивания давления внутри и снаружи патрубка 14 (фиг.2) при разгерметизации пакера 3 выше пакера 3 может быть на патрубке 14 установлен уравнительный клапан (например, КУМ-112 с нагрузкой срабатывания 1-6 тонн, выпускаемый НПО «Пакер», г.Октябрьский - на фиг.2 не показан), открывающийся при растягивающем усилии, меньшем, чем усилие снятия пакера 3.
Предложенная конструкция скважинной установки обеспечивает возможность поочередной работы насосов и возможность использования вставного плунжерного насоса за счет установки клапанов в боковой канал верхнего кожуха и между колонной лифтовых труб и выходом электропогружного насоса для упрощения установки и обслуживания установки, а также исключить возможность излива жидкости при подъеме насосов, обеспечив предварительный слив жидкости в скважину, расширение при этом функциональных возможностей из-за возможности закачки реагентов в нижний пласт и промывки межтрубного пространства под пакером без извлечения установки из скважины.