СКВАЖИННАЯ НАСОСНАЯ ПАКЕРНАЯ УСТАНОВКА ГАРИПОВА

Полезная модель относится области добычи углеводородов (нефти, газа, конденсата и т.д.) и может быть использована для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов насосной скважины и для селективной изоляции интервалов пластов или негерметичности.
Известна «Насосная пакерная установка для эксплуатации пластов скважины», включающая колонну труб, насос, два пакера, один из которых установлен выше верхнего пласта, а другой между пластами. (Патент РФ №2296213, Е21В [43/14, oп. 27.03.2007 г.).
Недостатком вышеуказанного технического решения является то, что насос выполнен с кожухом, усложняющего его конструкцию и увеличивающего внешние габариты насосной установки, что ограничивает ее применение, в особенности для эксплуатационных колонн малых диаметров, (например, 139 мм и менее).
Наиболее близким техническим решением является «Насосная установка Шарифова для эксплуатации скважины (Варианты), включающая колонну труб, насос с погружным электродвигателем и пакер. (Патент РФ №2300668, F04Д 13/10 оп. 10.06.2007 г., прототип).
В вышеуказанном техническом решении в пакере для герметизации кабеля используют кабельный ввод, который обычно оснащается различными зажимными герметизирующими и уплотняющими элементами, что усложняет конструкцию, технологию проводки и герметизацию кабеля внутри кабельного ввода. Кабельный ввод имеет ограниченный пропускной внутренний диаметр, который сопоставим только с диаметром, герметизируемого кабеля.
Предлагаемая Скважинная насосная пакерная установка Гарипова позволит устранить вышеуказанные недостатки, легко и надежно осуществить установку и герметизацию силового кабеля в пакере на поверхности, не отделяя от кабеля штекер, без использования кабельного ввода, сильно усложняющего конструкцию пакера и увеличивающего риск появления негерметичности, что позволит обеспечить надежность работы скважинной насосной пакерной установки. Технологическая простота герметизации кабеля в пакере на устье снизит риск повреждения кабеля при его монтаже, что обеспечит высокую герметичность соединения предлагаемой конструкции и эффективность работы самой установки, в том числе и за счет дополнительной возможности отвода газа из подпакерного пространства в надпакерное затрубное пространство.
Поставленная цель достигается тем, что Скважинная насосная пакерная установка включает НКТ и/или НКТ с меньшим диаметром, расположенную в НКТ с большим диаметром, электронасос с погружным электродвигателем и с кабельным разъемом, и наземную станцию управления, силовой кабель с соединительной кабельной муфтой или штекером, пропущенным через уплотнительный элемент и соединенным с погружным электродвигателем и наземной станцией управления, при этом внешний диаметр штекера или соединительной кабельной муфты меньше внутреннего диаметра уплотнительных элементов, по меньшей мере, один одноствольный и/или один двухствольный пакер, снабженный уплотнительным элементом и навесными элементами, расположенными на стволе одноствольного или на внешнем стволе двухствольного пакера, при этом одноствольный или двухствольный пакер расположен на НКТ, внешний ствол двухствольного пакера и ствол одноствольного пакера выполнен с пазом, в котором герметизирующим наполнителем зафиксирован силовой кабель, она дополнительно снабжена струйным насосом-эжектором, установленным над и/или под одноствольным пакером и/или над двуствольным пакером, она дополнительно снабжена штанговым насосом или электронасосом с кожухом, установленным над двуствольным пакером с навесными элементами и/или над одноствольным пакером с навесными элементами, или струйным насосом-эжектором, установленным над и/или под одноствольным пакером и/или над двуствольным пакером, телескопическим удлинителем, установленным под и/или над двуствольным пакером и/или одноствольным, пакером, и/или стягивающим узлом, установленными над или под двуствольным пакером и/или одноствольным пакером, переводниками и переходниками, установленными под и/или над двуствольным пакером и/или одноствольным пакером, центратором, установленными под и/или над двуствольным пакером и/или одноствольным пакером, отсекателем кабеля и удлинителем кабеля, установленными под и/или над двуствольным пакером и/или одноствольным пакером, разъединяющим устройством, установленным под и/или над двуствольным пакером и/или одноствольным пакером, электронными приборами и регулирующими устройствами, установленных в посадочных элементах или скважинных камерах, находящихся под и/или над одноствольным пакером и/или двуствольным пакером, при этом регулирующее устройство выполнено в виде герметизирующего узла с перепускными отверстиями, репер, при этом НКТ выполнена из труб с постоянным и/или переменным сечением, что внутри одноствольного и/или двухствольного пакера пропущено НКТ, что внутренний или внешний ствол двухствольного пакера выполнен грузонесущим и соединен с устьевой арматурой посредством НКТ большего или меньшего диаметра, что внутренний ствол двухствольного пакера расположен на НКТ меньшего диаметра, а внешний ствол двухствольного пакера расположен на НКТ большего диаметра, что НКТ большего диаметра выполнена с внутренней резьбой и присоединена к стволу одноствольного и/или двухствольного пакера или навесным элементам пакера, а НКТ меньшего диаметра выполнена с наружной резьбой и присоединена к стволу одноствольного и/или двухствольного пакера или навесным элементам пакера, что расстояние установки одноствольного и/или двухствольного пакера от электронасоса определено техническими условиями скважины, что электронасос представляет собой электроцентробежный насос, что навесные элементы представляют собой упорные муфты или втулки, что в стволе одноствольного и/или двухствольного пакера выполнены сквозные продольные отверстиями с возможностью пропуска газа или элементов установки, при этом сквозные продольные отверстия пакера выполнены с резьбой или с захватно-удерживающими устройствами с возможностью установки в них измерительных приборов, что внутри одноствольного и/или двухствольного пакера пропущено НКТ с соединительными и/или герметизирующими элементами, при этом внутри соединительных и герметизирующих элементов выполнены перепускные отверстия с возможностью соединения межтрубного с затрубным пространством или трубного с затрубным пространством, а герметизирующие элементы выполнены с резьбой или с захватно-удерживающими устройствами, или с возможностью установки в них измерительных приборов.
На фигурах 1-2 изображена Скважинная насосная пакерная установка с одним одноствольным пакером, на фиг.3 изображена Скважинная насосная пакерная установка с одним одноствольным пакером и со струйным насосом-эжектором, на фиг.4 изображена Скважинная насосная пакерная установка с одним одноствольным пакером и со штанговым насосом, на фиг.5 представлена двухпакерная компоновка Скважинной насосной пакерной установки с двумя двухствольными пакерами, с дополнительной НКТ для отвода газа из под нижнего двуствольного пакера, на фиг.6 представлена Скважинная насосная пакерная установка с двумя одноствольными пакерами и пропущенной внутри них НКТ.
Скважинная насосная пакерная установка включает НКТ 1 и/или НКТ с большим диаметром 2, в которой расположено НКТ с меньшим диаметром 3, электронасос 4 с погружным электродвигателем 5, имеющим кабельный разъем 6, наземную станцию управления 7, силовой кабель 8, имеющий соединительную кабельную муфту 9 или штекер 9, пропущенный через уплотнительный элемент 10 и соединенный с погружным электродвигателем 5 и наземной станцией управления 7, при этом внешний диаметр штекера 9 или соединительной муфты 9 меньше внутреннего диаметра уплотнительного элемента 10, уплотнительный элемент 10 и навесные элементы 11, силовой кабель 8 соединен посредством штекера 9 или соединительной муфты 9 с кабельным разъемом 6 погружного электродвигателя 5 электронасоса 4, по меньшей мере, один одноствольный 12 и/или двухствольный пакер 13, снабженный уплотнительным элементом 10 и навесными элементами 11, расположенными на стволе 14 одноствольного пакера 12 или на внешнем стволе 15 двухствольного пакера 13.
Одноствольный 12 или двухствольный 13 пакера расположены на НКТ, например:
ствол 14 одноствольного пакера 12 расположен на НКТ 1 или на НКТ 2 большего диаметра и выполнен с пазом 16, в котором герметизирующим наполнителем, в том числе и жидким, зафиксирован силовой кабель 8;
внешний ствол 15 двухствольного пакера 13 расположен на НКТ 2 большего диаметра или на электронасосе 4 и выполнен с пазом 17, в котором зафиксирован герметизирующим наполнителем, в том числе и жидким, силовой кабель 8;
внутренний ствол 18 двухствольного пакера 13 расположен на НКТ 3 меньшего диаметра;
внутри одноствольного 12 и/или двухствольного 13 пакера пропущено НКТ 1, при этом НКТ 1 пропущено с соединительным и/или герметизирующими элементами - регулирующие элементы.
Внутренний 18 или внешний 15 ствол двухствольного пакера 13 выполнен грузонесущим. Расстояние установки одноствольного 12 и/или двухствольного 13 пакера от электронасоса 4 определено техническими условиями скважины.
Внутренний ствол 18 двухствольного пакера 13 расположен на НКТ меньшего диаметра 3, а внешний ствол 15 двухствольного пакера 13 расположен на НКТ большего диаметра 2, при этом внутренний 18 или внешний 15 ствол двухствольного пакера 13 соединен с устьевой арматурой НКТ большего 2 или меньшего 3 диаметра.
В стволах 14 одноствольного 12 или 15, 18 двухствольного 13 пакера выполнены сквозные продольные отверстия с возможностью перепуска газа из под пакерной зоны в трубное или в межтрубное пространство или элементов установки.
Сквозные продольные отверстия одноствольного 12 или двухствольного пакера 13 и перепускные отверстия регулирующих элементов, в том числе герметизирующих, выполнены с резьбой или с захватно-удерживающими устройствами для крепления в них измерительных приборов, например, манометров.
НКТ 1, 2, 3 выполнены из труб с постоянным и/или переменным сечением. При этом НКТ 1, 2, 3 могут между собой соединяться последовательно и располагаться в скважине параллельно одна труба в другой, например, НКТ 3 в НКТ 2 или одна труба рядом с другой, например, НКТ 2 рядом с НКТ 3 или НКТ 1. НКТ большего диаметра 2 выполнены с внутренней резьбой и присоединены к стволу 14 одноствольного 12 или внешнему стволу 15 двухствольного пакера 13 или навесным элементам 11 пакера, а НКТ меньшего диаметра 3 выполнено с наружной резьбой и присоединены к стволу 14 одноствольного 12 или внешнему стволу 15 двухствольного пакера 13 или навесным элементам 11 пакера.
Навесные элементы 11 представляют собой съемные элементы пакера, их непосредственно устанавливают и фиксируют на стволе 14 одноствольного пакера 12 или на внешнем стволе 15 двухствольного пакера 13. Среди навесных элементов 11 по способу крепления относительно внешнего ствола, например, двухствольного пакера 13, выделяются навесные фиксирующие элементы в виде упорной муфты и навесные подвижные элементы в виде втулок.
Навесные фиксирующие элементы 11, например, упорные муфты, закреплены посредством резьбы или на срезных винтах на поверхности, например, внешнего ствола 15 двухствольного пакера 13, неподвижны и не перемещаются относительно, например, внешнего ствола 15.
Навесные подвижные элементы 11 входят в конструкцию двуствольного пакера 13 или одноствольного пакера 12, установлены на внешнем стволе 15 или на стволе 14 и предназначены для сжатия уплотнительных элементов 10 и срабатывания двуствольного пакера 13 или одноствольного пакера 12. Навесные подвижные элементы 11, размещенные, например, на внешнем стволе 15 двуствольного пакера 13, и перемещаемые относительно внешнего ствола 15 в процессе пакеровки двуствольного пакера 13, представляют собой, например, центрирующие втулки, центраторы плашкодержателя с плашками, кольца и др.
Уплотнительный элемент 10 выполнен в виде резиновых манжет и расположен на стволе пакера, например, на внешнем стволе 15 двуствольного пакера 13 между подвижными и неподвижными - фиксирующими навесными элементами 11. Уплотнительный элемент 10 имеет внутренний диаметр больше внешнего диаметра штекера 9 или соединительной кабельной муфты 9, что не требует осуществлять разрезание и соединение силового кабеля 8, в особенности, в зоне штекера 9 или соединительной кабельной муфты 9.
Использование уплотнительных элементов 10 с внутренним диаметром большим внешнего размера штекера 9 или кабельной соединительной муфты 9 позволяет пропускать, не отсоединяя штекер 9 от силового кабеля 8 на устье, и надежно герметизировать силовой кабель 8 наполнителем, что значительно уменьшает время монтажа и снижает риск повреждения силового кабеля 8 и его изоляции в процессе герметизации в двуствольном пакере 13 или одноствольном пакере 12.
Штекер 9 или соединительная кабельная муфта 9 расположены на конце силового кабеля 8 и служат для соединения с кабельным разъемом 6 погружного двигателя 5. Для увеличения жесткости и улучшения прилегания герметизирующих прокладок (на фиг. не показано) или колец штекера 9 или соединительной кабельной муфты 9 дополнительно фиксируют штекер, прикручивая его к кабельному разъему 6 болтами или зажимными элементами (не показано). Штекер 9 может иметь любую геометрическую форму, вписывающуюся в окружность.
Паз 17 и/или 16 заполнен герметизирующим наполнителем (не показан), в который погружен силовой кабель 8. Герметизирующий наполнитель представляет собой, например, смолу, эпоксидный клей, компаунд, цементную смесь и др., который вначале имеет жидкое фазовое состояние или полужидкую вязкую консистенцию необходимую для заполнения паза с последующим затвердеванием. Время частичного или полного затвердевания жидкого герметизирующего наполнителя от нескольких секунд до нескольких часов и зависит от определенных условий, таких как от давлений температур и агрессивности среды. В некоторых случаях полное затвердевание жидкого герметизирующего наполнителя происходит в процессе спуска, например, внешнего ствола 15 двуствольного пакера 13 с пазом 17 в скважину, так как спуск оборудования до заданной глубины осуществляют не менее 5-20 ч. На внешний ствол 15 двуствольного пакера 13 установлены навесные элементы 11 с уплотнительными элементами 10 (фиг.2).
Скважинная насосная пакерная установка дополнительно снабжена телескопическим удлинителем - соединением 19 и стягивающим узлом 20. НКТ 2 соединено с внешним стволом 15 двухствольного пакера 13, например, посредством телескопического соединения 19 или стягивающим узлом 20.
Двуствольный пакер 13 с навесными элементами 11 и/или одноствольный пакер 12 с навесными элементами 11 установлен в скважине от электронасоса 4 на заданном расстоянии, которое определяют, в том числе, и техническими условиями скважины, например, местоположением интервала негерметичности 21. Минимальное расстояние установки двуствольного пакера 13 с навесными элементами 11 и/или одноствольный пакер 12 с навесными элементами 11 от электронасоса 4 определено длиной присоединительной патрубка 22 или присоединительной муфты 23.
Двуствольный пакер 13 и/или одноствольный пакер 12 надежно изолирует интервал негерметичности 21 и препятствует поступлению жидкости из интервала негерметичности на прием насоса, а также предотвращает накопление подпакерного газа, тем самым, ограничивая его вредное влияние на насос УЭЦН 4 и повышая эффективность работы установки в целом.
Кроме того, Скважинная насосная пакерная установка дополнительно снабжена переводником и переходником, которые представляют собой соединительную муфту 23 для соединения труб с разной резьбой и установлены под и/или над двуствольным пакером 13 и/или одноствольным пакером 12, что обеспечивает соединение двуствольного 13 и/или одноствольного пакеров 12 с НКТ 1, 2, 3, имеющих одинаковую или отличную от пакера резьбовое соединение.
Внутри двуствольного пакера 13 или одноствольного пакера 12 установлены дополнительно трубы НКТ 3 малого диаметра с соединительными и/или герметизирующими элементами: с герметичной фиксацией под нижним двуствольным пакером 13 или одноствольным пакером 12 и над верхним двуствольным пакером 13 или одноствольным пакером 12 с соединением межтрубного пространства с затрубными пространствами под нижним пакером, например, одноствольным пакером 12 и над верхним пакером, например, двуствольным пакером 13 для перепуска и отвода газа из подпакерного пространства в надпакерное (фиг.3, 6).
Силовой кабель 8 на клямсах 24 крепят по внешней стороне НКТ 2, фиксируют в пазу 17 внешнего ствола 15 двуствольного пакера 13 или в пазу 16 ствола 14 одноствольного пакера 12 силовой кабель 8 герметизирующим наполнителем.
На внешний ствол 15 двуствольного пакера 13 или на ствол 14 одноствольного пакера 12 устанавливают навесные элементы 11 с уплотнительными элементами 10.
Скважинная насосная пакерная установка дополнительно снабжена штанговым насосом 25 или электронасосом с кожухом 26, установленными над двуствольным пакером 13 с навесными элементами 11 и/или над одноствольным пакером 12 с навесными элементами 11.
Скважинная насосная пакерная установка дополнительно снабжена струйным насосом-эжектором 27, установленным над и/или под одноствольным пакером 12 и/или над двуствольным одноствольным пакером 13.
Дополнительный электронасос с кожухом 26 или штанговый насос 25 используют для одновременно-раздельной разработки дополнительных вышележащих объектов эксплуатации.
Струйный насос-эжектор 27 используют для удаления лишнего газа из подпакерной зоны, для улучшения условий работы электронасоса 4 или 26 и для одновременно-раздельной разработки дополнительных вышележащих объектов эксплуатации.
Электронасос 4 представляет собой электроцентробежный насос, винтовой, диафрагменный и другие погружные скважинные электронасосы.
Телескопический удлинитель - соединение 19 установлено под и/или над двуствольным пакером 13 и/или одноствольным пакером 12, что обеспечивает легкость соединения пакера с НКТ 1, например, на устье скважины и предотвращает при установке вращение ствола двуствольного 13 и/или одноствольного пакеров 12 с силовым кабелем 8 относительно НКТ 1. Телескопическое соединение 19 также компенсирует запас или недостаточный ход в особенности при соединении ствола двуствольного 13 и/или одноствольного пакеров 12 с муфтой 28, например, ствола 14 одноствольного пакера 12 с внутренней трубой НКТ 3. Телескопическое соединение 19 представляет собой подвижное соединение труба в трубе с герметизирующими и центрирующими элементами, расположенными в межтрубном пространстве.
Стягивающий узел 20 представляет собой, например, соединение труб, посредством муфты, имеющей правую и левую резьбу, и установленным над или под двуствольным пакером 13 и/или одноствольным пакером 12 и обеспечивает их фиксацию с НКТ, например, НКТ 1.
Также Скважинная насосная пакерная установка дополнительно снабжена репером 29, установленным под и/или над двуствольным пакером 13 и/или одноствольным пакером 12 и обеспечивающим точную привязку места посадки пакера для предотвращения случайной посадки его в интервал негерметичности 21 или муфтовые углубления эксплуатационной колонны (на фиг. не показаны).
Кроме этого, Скважинная насосная пакерная установка дополнительно снабжена центратором 30, отсекателем кабеля 31 и удлинителем кабеля (на фиг. не показано), протектором 32.
Центратор 30 представляет собой муфту с пазами или накладками и установлен под и/или над двуствольным пакером 13 и/или одноствольным пакером 12 и обеспечивающим центрирование пакера относительно внутренней поверхности эксплуатационной колонны (на фиг. не показано) для сохранения целостности поверхности пакера.
Отсекатель кабеля 31 и удлинитель силового кабеля 8 представляют собой устройство для отсечения силового кабеля 8 или удлинения силового кабеля 8, установленное под и/или над двуствольным пакером 13 и/или одноствольным пакером 12 и обеспечивающее при технологической необходимости отсекание силового кабеля 8 или его удлинение.
Протектор 32 и клямсы 24 для силового кабеля 8 представляет собой защищающее силовой кабель 8 устройство, устанавливаемое на муфтах и на НКТ 1, 2, 3 или на электронасосе 4, на НКТ 1 и/или НКТ 2 или электронасосе 4, обеспечивающее защиту силового кабеля 8 от механических повреждений.
Скважинная насосная пакерная установка дополнительно снабжена разъединяющим устройством 33, установленным под и/или над двуствольным пакером 13 и/или одноствольным пакером 12 и обеспечивающим при технологической необходимости разъединение или отделение колонны труб НКТ 1, 2, 3 и/или силового кабеля 8 под или над двуствольным пакером 13 и/или одноствольным пакером 12. Разъединяющее устройство 33 представляет разъединитель-соединитель или отсоединитель 33 НКТ 1 цангового или поворотного действия.
Скважинная насосная пакерная установка дополнительно снабжена электронными приборами 34 и регулирующими устройствами 35, установленных в посадочных элементах 36 или скважинных камерах 36, находящихся, например, под и/или над двуствольным пакером 13 и/или одноствольным пакером 12 и обеспечивающим получение геолого-геофизических и термо-барических данных о параметрах скважины и флюида над или под двуствольным пакером 13 и/или одноствольным пакером 12.
Скважинная насосная пакерная установка дополнительно снабжена распределителем потоков 37.
Скважинная насосная пакерная установка дополнительно снабжена герметизирующим узлом 38 с перепускными отверстиями 39 для сообщения трубного с затрубным подпакерным пространством (Фиг.5) или для сообщения межтрубного пространства с затрубным подпакерным пространством (Фиг.6).
Регулирующие устройства представляют собой, например, герметизирующий верхний узел 38 с перепускными отверстиями 39 или герметизирующий узел 40 с перепускными отверстиями 41, установленными над или под одноствольным 12 и/или двухствольным 13 пакером или в НКТ 1, 2, 3.
Внутри соединительных и герметизирующих элементов 38 и 40 выполнены перепускные отверстия с возможностью соединения межтрубного с затрубным пространством или трубного с затрубным пространством, то есть для перепуска газа из под пакерной зоны в трубное или в межтрубное пространство в установке предусмотрены перепускные элементы, а именно: сквозные продольные и/или поперечные отверстия, выполненные на стволах 14 одноствольного 12 или 15, 18 двухствольного 13 пакера; перепускные отверстия 39, 41 выполненные в герметизирующих элементах 38 и 40; перепускные отверстия 39, 41 выполненные в соединительных элементах.
Сквозные продольные отверстия и герметизирующие элементы 38 и 40 выполнены с резьбой или с захватно-удерживающими устройствами, или с возможностью установки в них измерительных приборов, например, с посадочными элементами.
Скважинная насосная пакерная установка работает следующим образом.
В скважину первоначально спускают электронасос 4 с погружным электродвигателем 5 до кабельного разъема 6. В качестве электронасоса 4 используют, например, электроцентробежный насос (ЭЦН), винтовой, диафрагменный и др. погружные скважинные электронасосы. Затем производят монтаж скважинного насосного оборудования на поверхности (на устье скважины). Для этого пропускают силовой кабель 8 с соединительной кабельной муфтой 9 или штекером 9 через уплотнительные элементы 10, которые имеют внутренний диаметр больший внешнего размера соединительной кабельной муфты 9 или штекера 9, и навесные элементы 11. После этого осуществляют соединение силового кабеля 8 посредством штекера 9 или соединительной кабельной муфты 9 с погружным электродвигателем 5, для этого подключают силовой кабель 8 посредством штекера 9 или соединительной кабельной муфты 9 к кабельному разъему 6 погружного электродвигателя 5 электронасоса 4, жестко стягивая их крепежными деталями, например, болтами. Навесные элементы 11 находятся в это время как бы нанизанными на силовой кабель 8 (фиг.1). Затем в скважину приспускают погружной электродвигатель 5 с электронасосом 4 и с силовым кабелем 8 на заданное расстояние и устанавливают стволы двуствольного пакера 13 и/или одноствольного пакера 12 посредством соединительного элемента в виде, например, переводника, патрубка, или НКТ. После этого внешний ствол 15 с пазом 17 двуствольного пакера 13 и/или ствол 14 с пазом 16 одноствольного пакера 12 устанавливают на НКТ 1 или НКТ 2 и заполняют паз 17 и/или 16 герметизирующим наполнителем (не показан), в который затем погружают силовой кабель 8, после этого перед спуском в скважину выдерживают герметизирующий наполнитель до полного или частичного затвердевания (фиг.2). Герметизирующий наполнитель представляет собой, например, смолу, эпоксидный клей, компаунд, цементную смесь. Герметизирующим наполнителем заполняют паз 16 на стволе 14 и/или 17 на внешнем стволе 15 под резиновыми манжетами 10 непосредственно перед их установкой, при использовании нескольких уплотнительных элементов в виде резиновых манжет 10 герметизирующим наполнителем заполняют паз 16 на стволе 14 и/или 17 на внешнем стволе 15 последовательно за установкой каждой резиновой манжетой 10.
В случае необходимости применения двуствольного пакера 13 и/или одноствольного пакера 12 непосредственно над электронасосом 4 ствол 14 с пазом 16 и/или внешний ствол 15 с пазом 17 устанавливают на электронасосе 4, например, посредством фланцевого или муфтового присоединения (на фиг. не показано).
Время частичного или полного затвердевания герметизирующего наполнителя от нескольких секунд до нескольких часов и зависит от определенных условий, таких как от давлений температур и агрессивности среды. В некоторых случаях полное затвердевание герметизирующего наполнителя происходит в процессе спуска ствола 14 с пазом 16 и/или внешнего ствола 15 с пазом 17 в скважину, так как спуск оборудования до заданной глубины осуществляют не менее 5-20 ч. На ствол 14 и/или внешний ствол 15 устанавливают навесные элементы 11 с уплотнительными элементами 10 (фиг.2).
Смонтированное скважинное насосное оборудование, а именно, электронасос 4 с двуствольным пакером 13 и/или одноствольным пакером 12 и с навесными элементами 11 и уплотнительными элементами 10 спускают в скважину до заданной глубины и осуществляют пакеровку. Двуствольный пакер 13 и/или одноствольный пакер 12 с уплотнительной манжетой 10 и навесными элементами 11 устанавливают в скважине на заданном расстоянии, например, от электронасоса.
В случае большого газового фактора для предотвращения накопления газа и попадания его на прием электронасоса 4, дополнительно устанавливают струйный насос эжектор 27 под двуствольным пакером 13 или одноствольным пакером 12 или устанавливают дополнительный пакер над изолируемым интервалом 21. Внутри одноствольного пакера 12 пропускают колонну труб НКТ 3 малого диаметра, либо к внутреннему
стволу 18 двухствольного пакера 13 соединяют трубы НКТ 3 малого диаметра с изолирующими узлами и перепускными отверстиями под нижним и над верхним двуствольным 13 или одноствольным пакером 12 для перепуска газа по межтрубью из под нижнего двуствольного 13 или одноствольного пакера 12 в затрубное пространство над верхним двуствольным пакером 25 или одноствольным пакером 12.
После пакеровки двуствольного пакера 13 и/или одноствольного пакера 12 осуществляют установку устьевой арматуры с кабельным вводом и присоединяют силовой кабель 8 к наземной станции управления 7 и запускают скважину в работу.
При работе скважины добываемый флюид с помощью УЭЦН 4 поступает на устье через двуствольный пакер 13 и/или одноствольный пакер 12, а газ, скопившийся под двуствольным пакером 13 и/или одноствольным пакером 12, перепускают через перепускные отверстия 39 в нижнем герметизирующем узле 38 и он проходит по межтрубному пространству (Фиг.6) или по одной из НКТ 1 или 2, или 3 (Фиг.5), Затем газ 42 выпускают в затрубное пространство 43 над верхним пакером через верхний герметизирующий узел 40 с перепускными отверстиями 41.
Перепускные элементы, например, перепускные отверстия 41, 39, применены в стволе нижнего двуствольного 13 или одноствольного пакеров 12 под уплотнительными элементами 10 и/или в стволе верхнего двуствольного 13 или одноствольного пакеров 12 над уплотнительными элементами 10 (Фиг.5, 6). Также газ перепускают через струйный эжектор 27, расположенный под двуствольным 13 или одноствольным пакером 12, в НКТ 1 (Фиг.3) или через регулирующие устройства 35, установленные в посадочных элементах или скважинных камерах 36 (Фиг.1.) при остановке глубинного насоса 4.
Таким образом, газ, скопившийся под нижним двуствольным пакером 13 и/или одноствольным пакером 12, перепускается через межтрубное пространство в надпакерное затрубное пространство, или эжектируется струйным насосом 27 в НКТ 1 или НКТ 3 и т.д.
Пример 1.
В скважину первоначально спускают ЭЦН 4 с погружным электродвигателем 5 до кабельного разъема 6 (Фиг.2).
Затем производят монтаж оборудования на устье скважины, для этого пропускают силовой кабель 8 со штекером 9 через уплотнительные элементы 10 и часть навесных элементов 11, надевающихся на ствол 14 одноствольного пакера 12 и имеющих внутренний диаметр больше размера штекера 9. После этого подключают штекер 9 силового кабеля 8 к кабельному разъему 6 погружного электродвигателя 5 электронасоса 4, при этом навесные элементы 11 и резиновые уплотнительные манжеты 10, находятся в это время как бы нанизанными на силовой кабель 8.
Затем в скважину спускают ЭЦН 4 с силовым кабелем 8 на НКТ 1 на расстояние необходимое для присоединения ствола 14 одноствольного пакера 12. При этом силовой кабель 8 крепится клямсами 24 и протекторами 32 к НКТ 1. Выше насоса устанавливаются репер 29, центратор 30, телескопическое соединение 19, присоединительный патрубок 23 и присоединительная муфта 22. После чего устанавливают ствол 14 с пазом 16 и заполняют паз 16 герметизирующим наполнителем в виде компаунда (не показан), в который затем погружают силовой кабель 8, после чего выдерживают компаунд до полного затвердевания. На стволе 14 устанавливают навесные элементы 11 с резиновыми уплотнительными манжетами 10.
Смонтированное скважинное насосное оборудование, а именно, ЭЦН 4 со стволом 14 одноствольного пакера 12, с навесными элементами 11, включающих резиновые уплотнительные манжеты 10, спускают в скважину на колонне труб НКТ 1 с дополнительным оборудованием 19, 22, 23, 24, 29, 30, 32, включающем, также отсекатель кабеля 31 и разъединитель-отсоединитель 33. Одноствольный пакер 12 устанавливают ниже интервала негерметичности 21 и затем его пакеруют. После пакеровки одноствольного пакера 12 устанавливают устьевое скважинное оборудование с кабельным вводом и с запорными задвижками и подсоединяют силовой кабель 8 к наземной станции управления 7 и насосную скважину запускают в работу.
При работе скважины добываемый флюид с помощью УЭЦН 4 поступает на устье.
Одноствольный пакер 12 надежно изолирует интервал негерметичности 21, уплотнительные элементы 10 с внутренним диаметром большим внешнего размера штекера 9 пропускают штекер 9, не разрезая силового кабеля 8, на устье и надежно герметизируют наполнителем, что сократило время монтажа пакера и снизило риск повреждения силового, кабеля 8 и его изоляции в процессе герметизации его в одноствольном пакере 12, повышая эффективность работы установки.
Пример 2.
В скважину первоначально спускают винтовой электронасос 4 с погружным электродвигателем 5 до кабельного разъема 6 (Фиг.3).
Затем производят монтаж скважинного насосного оборудования на поверхности, для этого пропускают силовой кабель 8 с соединительной кабельной муфтой 9 через навесные элементы 11 и резиновые уплотнительные манжеты 10, после чего подключают соединительную кабельную муфту 9 силового кабеля 8 к кабельному разъему 6 погружного электродвигателя 5, жестко стягивая их, например, шпильками. Навесные элементы 11 и уплотнительные элементы 10 находятся в это время как бы нанизанными на силовой кабель 8.
Затем в скважину приспускают погружной электродвигатель 5 с винтовым электронасосом 4 с силовым кабелем 8 на НКТ 1 на заданное расстояние необходимое для присоединения струйного насоса-эжектора 27. После этого с помощью присоединительных элементов 22 и 23 устанавливают ствол 14 одноствольного пакера 12.
Затем устанавливают часть навесных элементов 11 и непосредственно до установки резиновых уплотнительных манжет 10 в паз 16 заливают смолу. После этого в паз 16 с герметизирующим наполнителем погружают силовой кабель 8, после чего выдерживают смолу до полного затвердевания и на ствол 14 устанавливают резиновые уплотнительные манжеты 10, а также оставшиеся навесные элементы 11. Далее одноствольный пакер 12 с навесными элементами 11 и с резиновыми уплотнительными манжетами 10 спускают вместе с винтовым электронасосом 4 на НКТ 1 в скважину на расстояние необходимое для присоединения к НКТ 1 стягивающего узла 20 и распределителя потоков 37 и второго электронасоса с кожухом 26.
После этого скважинное насосное оборудование спускают в скважину до глубины посадки одноствольного пакера 12 между пластами или интервалами негерметичности 21 и 44 и пакеруют одноствольный пакер 12 с отсекателем кабеля 31.
После пакеровки одноствольного пакера 12 устанавливают устьевое скважинное оборудование с кабельным вводом, состоящим из сальникового устройства, и подсоединяют силовой кабель 4 к наземной станции управления 7 и насосную скважину запускают в работу.
При работе скважины добываемый флюид из пласта 44 с помощью винтового электронасоса 4 с погружным электродвигателем 5 поступает на устье через одноствольный пакер 12, а газ, скопившийся под одноствольным пакером 12, перепускается с помощью струйного насоса эжектора 27 в НКТ 1. Т.о. струйный насос-эжектор 27 удаляет лишний газ из подпакерной зоны и улучшает условия работы электронасоса 4. При этом флюид из пласта 21 добывается с помощью насоса с кожухом 26.
Скважинная насосная пакерная установка с одноствольным пакером 12 и эжектором 27 совместно с электронасосами 4 и 26 осуществляет одновременно-раздельно эксплуатацию пластов 21, 44 и не создает условия для накопления подпакерного газа, ограничивая его вредное влияние на электронасос 4, что повышает эффективность работы установки (Фиг.3).
Применение уплотнительных элементов 10 с внутренним диаметром большим внешнего размера штекера 9 и навесных элементов 11 позволяет пропускать через них, не разрезая силового кабеля 8, на устье и надежно герметизировать наполнителем в пазу 16 силовой кабель 8, что значительно сокращает время монтажа одноствольного пакера 12 и снижает риск повреждения силового кабеля 8 и его изоляции в процессе герметизации его в одноствольном пакере 12, повышая эффективность работы установки.
Два электронасоса обеспечивают одновременно-раздельную эксплуатацию двух пластов 21 и 44.
Пример 3.
В скважину на заданную глубину первоначально спускают диафрагменный электронасос 4 с погружным электродвигателем 5 до кабельного разъема 6 (Фиг.4).
Затем производят монтаж оборудования на устье скважины, для этого пропускают силовой кабель 8 со штекером 9 через навесные элементы 11, включающие три резиновые уплотнительные манжеты 10, затем подключают штекер 9 с внешним диаметром меньшим внутреннего диаметра уплотнительных элементов 10 к кабельному разъему 6 погружного электродвигателя 5 диафрагменного электронасоса 4, жестко прижимая их фиксирующими элементами.
Затем в скважину на НКТ 1 приспускают погружной электродвигатель 5 с диафрагменным электронасосом 4 и с силовым кабелем 8 на заданное расстояние.
На НКТ 1 устанавливают ствол 14 одноствольного пакера 12. Далее на ствол 14 надевают часть навесных элементов 11 и одну резиновую уплотнительную манжету 10.
После этого в паз 16 на стволе 14 заливают компаунд под первой резиновой уплотнительной манжетой 10 и погружают в него силовой кабель 8, после чего выдерживают компаунд до частичного затвердевания. Затем надевают следующую резиновую уплотнительную манжету 10 и в паз 16 заливают цементную смесь, в которую сразу погружают силовой кабель 8, после чего выдерживают компаунд до полного затвердевания, и надевают третью резиновую уплотнительную манжету 10 и оставшиеся навесные элементы 11.
Спускают одноствольный пакер 12 с диафрагменным электронасосом 4 на НКТ 1 в скважину на заданное расстояние согласно плана работ по спуску насосного оборудования, присоединяют регулирующее устройство 35 и штанговый насос 25 с кожухом в виде НКТ 2 большого диаметра. После этого все смонтированное скважинное насосное оборудование спускают в скважину до глубины посадки одноствольного пакера 12 между пластами 21, 44 и пакеруют одноствольный пакер 12.
После пакеровки одноствольного пакера 12 устанавливают устьевое скважинное оборудование с кабельным вводом и подсоединяют силовой кабель 8 к наземной станции управления 7 и скважину запускают в работу.
При работе скважины добываемый флюид из пластов 21 и 44 с помощью насосов 4 и 25 поступает на устье.
Одноствольный пакер 12 надежно разделяет пласты 21 и 44, повышая эффективность работы установки при одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов.
Использование штекера 9 с внешним диаметром меньшим внутреннего диаметра уплотнительных 10 элементов позволяет пропускать силовой кабель 8 со штекером 9, на устье и надежно герметизировать силовой кабель 8 герметизирующим наполнителем, что значительно сокращает время монтажа одноствольного пакера 12 и снижает риск повреждения силового кабеля 8 и его изоляции в процессе герметизации его в одноствольном пакере 12, повышая в целом эффективность работы установки.
Пример 4.
Скважинная насосная пакерная установка с хвостовиком и с двумя двухствольными пакерами для селективной изоляции интервалов негерметичности или обводненных пластов, фиг.5.
В скважину спускают хвостовик с прибором 34 и ЭЦН 4 с погружным электродвигателем 5 на НКТ 1 до кабельного разъема 6 в виде трехфазного кабельного разъема (Фиг.5).
Затем осуществляют монтаж установки на устье скважины посредством пропуска силового кабеля 8 с трехфазным штекером 9 в виде муфты диаметром 78 мм, через навесные элементы 11 и уплотнительный элемент 10 с внутренним диаметром большим 78 мм, с последующим подключением штекера 9 силового кабеля 8 к трехфазному кабельному разъему 6 погружного электродвигателя 5.
После чего в скважину на НКТ 2 спускают ЭЦН 4 с силовым кабелем 8 на заданную глубину и присоединяют к НКТ 2 нижний герметизирующий узел 38 с перепускным отверстием 39. Далее к герметизирующему узлу 38 присоединяется НКТ 2 и НКТ 3. После этого к НКТ 3 присоединяется внутренний ствол 18 и к НКТ 2 большего диаметра присоединяют внешний ствол 15 двухствольного пакера 13. В пазу 17 на внешнем стволе 15 двухствольного пакера 13 герметизирующим наполнителем в виде компаунда (не показан) фиксируют силовой кабель 8, после чего выдерживают компаунд до полного затвердевания. Затем на внешний ствол 15 устанавливают навесные элементы 11 с резиновыми уплотнительными элементами 10.
Затем на внутренний ствол 18 двухствольного пакера 13 наворачивают НКТ 3 малого диаметра, например, НКТ-1.5" или НКТ-2" и далее на внешнем стволе 15 двухствольного пакера 13 фиксируют НКТ 2 большего диаметра, например, НКТ-3". При этом по внешней стороне НКТ 2, например, в виде НКТ-3" на клямсах 24 крепят силовой кабель 8, например, марки КРБП или КПБП и др.
Второй двухствольный пакер 45 внутренним стволом 46 прикручивают на резьбе к НКТ 3, а НКТ 2 соединяют посредством телескопического соединения 19 к внешнему стволу 47 двухствольного пакера 45. После этого в пазу 48 внешнего ствола 47 второго двухствольного пакера 45 фиксируют силовой кабель 8 компаундом (не показан), который выдерживают до полного затвердевания. На внешний ствол 47 двухствольного пакера 45 устанавливают навесные элементы 11 с резиновыми уплотнительными элементами 10.
Затем на внутренний ствол 46 наворачивают НКТ 3 и на внешний ствол 47 присоединяют НКТ 2 с герметизирующим узлом 40, имеющим перепускные отверстия 41. После этого всю насосную пакерную установку спускают на НКТ 3 до глубины посадки двухствольных пакеров 13 и 45 и пакеруют сначала нижний двухствольный пакер 13, а затем верхний двухствольный пакер 45.
При этом нижний двухствольный пакер 13 устанавливают ниже интервала негерметичности 21, а верхний двухствольный пакер 45 выше интервала 21. Устанавливают устьевую скважинную арматуру с кабельным вводом и с запорными задвижками и подсоединяют силовой кабель 8 к наземной станции управления 7. Скважину запускают в работу.
При работе скважины добываемый флюид с помощью УЭЦН 4 поступает на устье через герметизирующий узел 38 с отверстиями 39 в межтрубное пространство между НКТ 2 и НКТ 3, а также между внешним и внутренним стволами обоих пакеров 13 и 45.
Газ 42, скопившийся под нижним двухствольным пакером 13, перепускается через перепускные отверстия 39 в герметизирующим узле 38 далее через НКТ 3 и внутренние стволы двухствольных пакеров 13 и 45, затем через перепускные отверстия 41 в герметизирующим узле 40 в затрубное пространство 43. Т.о. газ 42, скопившийся под двухствольным пакером 45, перепускается в надпакерное затрубное пространство 43.
Два двухствольных пакера 13 и 45 надежно изолируют интервал негерметичности 21 и при этом не создают условия для накопления подпакерного газа 42, ограничивая его вредное влияние на насос УЭЦН и повышая эффективность работы установки.
Использование уплотнительных элементов с внутренним диаметром большим внешнего размера штекера позволяет пропускать его через пакер, не отсоединяя штекер от кабеля, на устье и надежно герметизировать наполнителем, что значительно сокращает время монтажа пакера и снижает риск повреждения кабеля и его изоляции в процессе герметизации его в пакере, повышая эффективность работы установки.
Пример 5.
В скважину спускается Скважинная насосная пакерная установка на НКТ 1, 2, 3 в следующем порядке (Фиг.6).
Вначале центробежный насос 4 с погружным электродвигателем 5 (ПЭД) и с кабельным разъемом 6 спускают в скважину. К кабельному разъему 6 ПЭД подключают соединительную кабельную муфту 9 силового кабеля 8, при этом предварительно пропустив его последовательно через навесные 11 и уплотнительные элементы 10 двух одноствольных пакеров 12 и 49 через стопорные муфты 11, уплотнительные манжеты 10, устанавливаемые на стволах одноствольных пакеров 12 и 49 и уплотнительные элементы 10, имеющие внутренний диаметр больше внешнего диаметра соединительной кабельной муфты 9 или штекера 9.
После подключения соединительной кабельной муфты 9 к ПЭД 5 на заданную глубину на НКТ 3 спускают электронасос 4 с ПЭД 5 и устанавливают герметизирующий узел 38 с перепускными отверстиями 39. При этом к герметизирующему грузонесущему узлу 38 присоединяют НКТ 3 и ствол 14 одноствольного пакера 12, паз 16 которого наполняют герметизирующим наполнителем с погружением в него силового кабеля 8. Выдерживают герметизирующий наполнитель заданное время, достаточное для приобретения наполнителем герметизирующих свойств и надевают на ствол 14 с силовым кабелем 8 навесные 11 и уплотнительные элементы 10.
Смонтированный одноствольный пакер 12 спускают на заданную глубину на НКТ 3 и НКТ 2 (двухдюймовую (2”) НКТ 3 внутри трехдюймовой (3”) НКТ 2).
При этом ствол 14 одноствольного пакера 12 имеет снизу внутренний герметизирующий узел 38 с перепускными отверстиями 39 для сообщения межтрубного (между стволом 14 и НКТ 3) с затрубным пространством 43.
Далее устанавливают на НКТ 2 ствол 14 верхнего второго одноствольного пакера 49, в паз 50 которого с заливкой герметизирующего наполнителя укладывают силовой кабель 8 и устанавливают навесные элементы 11. После монтажа верхнего одноствольного пакера 49 с силовым кабелем 8 устанавливают второй герметизирующий узел 40 с перепускным отверстием 41.
Далее к НКТ 3 (2”-НКТ), расположенной внутри ствола и герметизирующего узла 48 соединяют с колонну труб переменного или постоянного сечения НКТ 1 (2.5”-НКТ). Следует отметить, что все НКТ 1, 2 и 3, а также герметизирующие узлы 38 и 40 могут являться грузонесущими в зависимости от конструкции и параметров скважины. Кроме того НКТ 3, присоединяющая насос 4 к герметизирующему узлу 38, может быть представлена НКТ 1 или НКТ 2.
После монтажа скважинную насосную пакерную установку с двумя одноствольными пакерами 12 и 49 и пропущенной внутри них НКТ 3 спускают на НКТ 1 до заданной глубины. Перед посадкой одноствольных пакеров 12 и 49 производят привязку по реперу 29 местоположения одноствольных пакеров 12 и 49. Осуществляют посадку одноствольных пакеров 12 и 49 при условии, чтобы нижний одноствольный пакер 12 был ниже, а верхний одноствольный пакер 49 был выше интервала негерметичности 21 и уплотнительные элементы 10 одноствольных пакеров 12 и 49 не попали в муфтовые соединения эксплуатационной колонны (не показано).
После фиксации одноствольных пакеров 12 и 49 и установки арматуры подключают силовой кабель 8 к наземной станции управления 7 и запускают скважинную насосную пакерную установку в работу для добычи и подъему нефти внутри НКТ 1, 2, 3.
В случае, если при работе насоса УЭЦН 4 будет выделяться и поступать из пласта газ 42, то он через перепускные отверстия 39 и 41 в герметизирующих узлах 38 и 40 через пространство между НКТ 2 и 3 будет перепускаться и в затрубное пространство 43 выше одноствольного пакера 49. Одноствольные пакеры 12 и 49 надежно разобщат негерметичность 21 от эксплуатируемого пласта 44.
Использование уплотнительных элементов 10 с внутренним диаметром большим внешнего размера соединительной кабельной муфты 9 позволяет пропускать, не разобщая силовой кабель 8 от соединительной кабельной муфты 8, на устье и надежно герметизировать наполнителем, что значительно сокращает время монтажа установки, повышая эффективность ее работы.
Конструкция заявленного технического решения позволяет осуществить монтаж скважинного насосного оборудования на поверхности, что улучшает надежность герметизации силового кабеля и повышает надежность работы установки, в том числе и за счет упрощения конструкции, технологии проводки и герметизацию кабеля в стволе пакера. Технологическая простота герметизации кабеля в пакере на устье позволяет снизит риск повреждения кабеля при его монтаже, что обеспечит высокую герметичность соединения предлагаемой конструкции и эффективность работы самой установки.
Предлагаемая конструкция позволяет эффективнее использовать скважинное насосное оборудование, в особенности для целей селективной изоляции интервалов негерметичности или обводненных пластов, и для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов, а также эффективного отвода газа из подпакерного в надпакерное затрубное пространство эжектированием, в том числе и за счет дополнительной возможности отвода газа из подпакерного пространства в надпакерное затрубное пространство в случае изоляции интервалов негерметичности двумя пакерами сверху и снизу.