УСТАНОВКА ДЛЯ ЗАКАЧКИ ЖИДКОСТИ В ВЕРХНИЙ ПЛАСТ СКВАЖИНЫ ИЗ НИЖНЕГО
UNIT FOR PUMPING FLUID INTO UPPER RESERVOIR OF WELL FROM LOWER ONE

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к системам поддержания пластового давления при перекачке жидкости из нижнего пласта скважины в верхний пласт.
Известна установка для закачки жидкости из водоносного пласта скважины в нефтеносный пласт (патент RU №2287672, Е21В 43/14, опубл. 20.11.2006 г.), содержащая пакер, колонну труб с нагнетательным и всасывающим клапанами, размещенными ниже и выше пакера, насос, при этом она имеет возможность герметизации на устье скважины заколонного пространства скважины, насос выполнен погружным в виде цилиндра с поршнем, который установлен в составе колонны труб выше всасывающего и нагнетательного клапанов, при этом всасывающий клапан расположен в зоне водоносного пласта, а нагнетательный в зоне нефтеносного пласта с возможностью всасывания жидкости из водоносного пласта через заколонное пространство до тех пор, пока поршень не достигнет крайнего верхнего положения при ограниченных возвратно-поступательных его перемещениях относительно цилиндра и закачки жидкости из цилиндра через заколонное пространство ниже пакера в нефтеносный пласт, пока поршень не достигнет крайнего нижнего положения, причем колонна насосных штанг на устье скважины оснащена датчиком ее нагрузки с возможностью отключения и включения привода насоса в зависимости от заполнения заколонного пространства жидкостью из водоносного пласта.
Недостатками данной установки являются невозможность поддержания постоянного давления при нагнетании жидкости, так как используется стандартный плунжерный насос, и возможность регулирования только включение и отключение насоса, так как ход плунжера задается приводной установкой (например, станком-качалкой) на устье скважины, ход которой задается ее конструкцией и не поддается регулировке.
Наиболее близкой является установка для внутрискважинной перекачки воды из нижнего пласта в верхний (патент RU №2287672, Е21В 43/14, опубл. 10.04.2009 г.), содержащая колонну лифтовых труб, пакер, электропогружной насос с электродвигателем, кабелем и кожухом, отличающаяся тем, что кожух охватывает только электродвигатель, снабжен узлом герметизации кабеля, который размещен во входном модуле насоса и сообщен с подпакерным пространством через хвостовик, а на выходе электропогружного насоса установлен обратный клапан, через который упомянутый насос имеет возможность сообщения с колонной лифтовых труб, выполненных с отверстием для подачи воды в межтрубное пространство и верхний пласт, при этом в промежутке между отверстием и выходом насоса установлен расходомер.
Недостатками данного устройства являются то, что при закачке избыточное давление действует на стенки скважины до самого устья, что нежелательно и может привести к преждевременному нарушению заколонного цементного камня скважины и, как следствие, к сообщению вскрытых пластов с другими пластами, делая неэффективными работы по поддержанию пластового давления, и/или с родниковыми и естественными поверхностными водами, которые перестанут быть пригодными для использования человеком без предварительной фильтрации и обработки, при этом лифтовые трубы сообщены с внутрискважинным пространством отверстием, что исключает при высоком пластовом давлении верхнего пласта проведение любых работ (например, замена расходомера или очистка стенок лифтовой колонны скребком) внутри лифтовой колонны при отключении закачки жидкости в верхний пласт, также невозможно использование этой установки при высокой газированности жидкости нижнего пласта, при необходимости контроля за состоянием нижнего пласта, а также использование дополнительных конструктивных элементов электропогружного насоса, необходимых для размещения в кожухе, так как он охватывает только электродвигатель.
Технической задачей предлагаемой установки является защита скважины от преждевременного разрушения заколонного цементного камня выше верхнего пласта, как следствие, исключение взаимодействия продукции пластов с другими пластами, защита экологии, а также расширение функциональных ее возможностей благодаря использованию в скважинах с высоким пластовым давлением верхнего пласта и с дополнительными конструктивными элементами установки, размещаемыми к кожухе.
Поставленная задача решается установкой для закачки жидкости в верхний пласт скважины из нижнего, содержащей пакер, устанавливаемый между пластами, электропогружной насос с входным модулем и электродвигателем, кабелем, проходящим через узел герметизации кабеля входного модуля, обратным клапаном на выходе для сообщения с колонной лифтовых труб, которая выполнена с возможностью сообщения выше клапана с внутрискважинным пространством, кожух, охватывающий электродвигатель, герметично соединенный с входным модулем насоса и сообщенный с подпакерным пространством через хвостовик, и расходомер.
Новым является то, что выше клапана закачки на лифтовой колонне размещен дополнительный пакер с узлом герметизации кабеля, устанавливаемый выше верхнего пласта, при этом кожух выполнен с возможностью охвата всех конструктивных элементов электропогружного насоса, размещаемых сверху и/или снизу электродвигателя.
Новым является также то, что между насосом и электродвигателем расположен гидрокомпенсатор.
Новым является также то, что колона лифтовых труб сообщена с внутрискважинным пространством через клапан закачки, пропускающий изнутри наружу.
Новым является также то, что электродвигатель снизу оснащен измерительным блоком, выполненным с возможностью передачи информации по кабелю электропогружного насоса, причем измерительный блок снабжен демпфирующей втулкой для центрирования и гашения вибраций в кожухе.
На чертеже изображена схема установки.
Установка содержит пакер 1, устанавливаемый между верхним 2 и нижним 3 пластами скважины 4, электропогружной насос 5 с входным модулем 6 и электродвигателем 7, кабелем 8, проходящим через узел герметизации 9 кабеля 8 входного модуля 6, обратным клапаном 10 (показан условно) на выходе для сообщения с колонной лифтовых труб 11, которая выполнена с возможностью сообщения выше клапана 10 с внутрискважинным пространством 12, кожух 13, охватывающий электродвигатель 7, герметично соединенный с входным модулем 6 насоса 5 и сообщенный с подпакерным пространством 14 через хвостовик 15, и расходомер 16. Колонна лифтовых труб 11 сообщена с внутрискважинным пространством 12 через клапан закачки 17, который при высоком пластовом давлении верхнего пласта 2 оборудуется клапанными узлами (например эластичными рукавами, фиксируемыми с одного конца в клапане и перекрывающими переточные каналы клапана 17 - на черт. не показаны), позволяющими клапану закачки 17 пропускать только изнутри наружу. Выше клапана закачки 17 на лифтовой колонне 11 размещен дополнительный пакер 18 с узлом герметизации кабеля 19, устанавливаемый выше верхнего пласта 2. Кожух 13 выполнен с возможностью охвата всех конструктивных элементов электропогружного насоса 5, размещаемых сверху и/или снизу электродвигателя 7. Между насосом 5 и электродвигателем 7 может быть расположен гидрокомпенсатор 20 (показан условно), а электродвигатель 7 снизу может быть оснащен измерительным блоком 21 (показан условно), выполненным с возможностью передачи информации по кабелю 8 электропогружного насоса 5. Измерительный блок 21 при этом снабжен демпфирующей втулкой 22 для центрирования и гашения вибраций в кожухе 13.
Принцип действия установки
В скважине 4 предварительно между верхним 2 и нижним 3 пластами устанавливают пакер 1 (например, ПРО-ЯТ-О-122 с якорным узлом, выпускаемый НПФ «Пакер», г.Октябрьский) с проходным продольным каналом 23 для хвостовика 15. В зависимости от необходимой производительности для закачки в верхний пласт 2 и перепада давлений между пластами 2 и 3 подбирают электропогружной насос 5 (чем выше необходимые объемы для закачки из нижнего пласта 3 в верхний 2, тем более производительным должен быть насос 5) и его электродвигатель 7 (чем больше перепад давлений между нижним 3 и верхним 2 пластами, тем мощнее должен быть электродвигатель 7). После чего для подобранных электропогружного насоса 5 и электродвигателя 7 подбирают входной модуль 6 с переводником (не показан), которые присоединяют сверху к электродвигателю 7 (например резьбой). Через узел герметизации 9 входного модуля 6 протягивают кабель 8 с последующей изоляцией (например, при помощи эластичной манжеты, зажимаемой полой гайкой - не показаны). Между входным модулем 6 и электродвигателем 7 для того, чтобы избежать кавитационных нагрузок (если перекачиваемая жидкость содержит газ), которые вредны для насоса 5 и создают шум в лифтовых трубах 11, могут устанавливать гидрокомпенсатор 20. Для постоянного контроля за состоянием нижнего пласта 3 (для изменения забойного давления и температуры в подпакерном пространстве 14) снизу на электродвигателе 7 могут устанавливать измерительный блок 21 с демпфирующей втулкой 22, информация с которого передается на поверхность по кабелю 8. На электродвигатель 7 с гидрокомпенсатором 20 и/или измерительным блоком 21 (или другими конструктивными элементами электропогружного насоса 5, необходимыми для расширения функциональных возможностей установки или для более точного контроля за ее работой) снаружи снизу надевают кожух 13, герметично фиксируя его сверху на входном модуле 6 (например, при помощи резьбы - не показана). Такая конструкция кожуха 13 для охвата электродвигателя 7 с другими конструктивными элементами 20 и/или 21 более технологична. Затем в скважину 4 спускают хвостовик 15, который соединяют (например, резьбой) с нижним кожухом 13. После чего к входному модулю 6 с переводником прикрепляют (например, фланцевым соединением - на фиг.2 не показано) сверху насос 5, к которому сверху последовательно присоединяют обратный клапан 10 и колонну лифтовых труб 11 с клапаном закачки 17. Выше клапана закачки на лифтовой колонне 11 устанавливают дополнительный пакер 18 с узлом герметизации кабеля 19 (например, П-ЭГМ с якорным узлом, выпускаемый НПФ «Пакер», г.Октябрьский). Через узел герметизации 19 протягивают кабель 8 с последующей изоляцией (например, при помощи эластичной манжеты, зажимаемой полой гайкой - не показаны), а дополнительный пакер 18 располагают на такой длине от хвостовика, чтобы он гарантированно устанавливался выше верхнего пласта 2. После чего всю конструкцию с кабелем 8 на колонне лифтовых труб 11 спускают в скважину 4 до герметичного взаимодействия продольного канала 23 пакера 1 с хвостовиком 15, опирающимся на пакер 1 и фиксирующимся в его канале 23, что обеспечивается фиксатором 24 (например, ИМП-5-122, выпускаемый НПФ «Пакер», г.Октябрьский, - показан выше пакера 1 условно), а на устьевом индикаторе веса (не показан) зафиксируют снижение веса установки. При дальнейшей разгрузке обеспечивается установка дополнительного пакера 18 с разобщением внутрискважинного пространства 12 выше верхнего пласта 2. После чего устье оснащают устьевой арматурой 25 с герметизацией выхода 26 кабеля 8, а в колонну лифтовых труб 11 спускают на геофизическом кабеле 27 расходомер 16 так, чтобы он размещался между обратным клапаном 10 и клапаном закачки 17, после чего выход 28 геофизического кабеля 27 также на устьевой арматуре 25 герметизируют. Расходомер 16 также могут спускать в составе колонны лифтовых труб 11 (на черт. не показано) или в составе выходного модуля насоса 5 (на черт. не показано) ниже обратного клапана 10, тогда информация с него снимаются по кабелю 8 или по дополнительному кабелю (на черт. не показан), спускаемому параллельно и совместно с кабелем 8.
Для запуска установки по кабелю 8 подается напряжение, под действием которого приводится в действие электродвигатель 7, вращающий ротор насоса 5. В результате продукция нижнего пласта 3 из подпакерного пространства 14 через хвостовик 15, кожух 13, технологические каналы 29 входного модуля 6 проступает на вход нижнего насоса 5, который перекачивает поступающую продукцию в верхний пласт 2 обратный клапан 10, клапан закачки 17 колонны лифтовых труб 11 и внутрискважинное пространство 12 между пакером 1 и дополнительным пакером 18. Производительность электропогружного насоса 5 контролируется расходомером 16, показания которого поступают на поверхность по геофизическому кабелю 27, а регулируются системой управления 30 (например, СУ «Электон 05» 250А с ЧП - числовым процессором)
Благодаря наличию обратного клапана 10 исключается обратный переток жидкости из верхнего пласта 2 в нижний. Наличие клапана 17 закачки (при установке клапанных узлов) позволяет предотвратить попадание жидкости из верхнего пласта 2 в колонну лифтовых труб 11, что важно при высоком пластовом давлении пласта 2 для исключения излива жидкости на поверхность при разгерметизации колонны лифтовых труб 11 для замены расходомера 16 и очистки внутренней поверхности колонны лифтовых труб 11. Дополнительный пакер 18 защищает выше себя внутрискважинное пространство 12 от избыточного давление, создаваемого электропогружным насосом 5 между пакерами 1 и 18, что не приводит к преждевременному нарушению заколонного цементного камня скважины 4 и, как следствие, сообщению пластов 2 и 3 с другими пластами (не показаны) или с родниковыми водами (не показаны), увеличивая эффективность работ по поддержанию пластового давления на долгое время и защищая экологию родниковых и естественных вод. При этом технологические каналы 29 входного модуля 6 сообщают вход насоса 5 с верхом кожуха 13, благодаря чему в нем не скапливается выделившийся газ, так как он отбирается вместе с поступающей продукцией нижнего пласта 3. Это позволяет исключить ситуации срыва работы или выхода из строя электропогружного насоса 5 из-за захвата скапливающегося газа.
Для проведения исследований нижнего пласта 3 насос 5 с электродвигателем 7 временно останавливают. По сигналам измерительного блока 21, которые передают на поверхность по кабелю 8, следят за изменением забойного давления и температуры в подпакерном пространстве 14 и строят кривую восстановления давления (КВД). Обработкой КВД определяют параметры нижнего пласта 3. Измерительный блок 21 может оснащаться различными видами датчиков (например, дополнительным расходомером для измерения скорости потока жидкости и/или датчиком температуры электродвигателя 7 и т.п.) для исследования характеристик нижнего пласта 3 и/или состоянием электропогружного насоса 5.
Для извлечения установки из скважины 4 выравнивают уровни жидкости в колонне лифтовых труб 11 и внутри скважины 4 в лифтовой колонне труб 11 за счет открытия перепускного устройства (например, клапана механического уравнительного КУМ-112, выпускаемого НПФ «Пакер», г.Октябрьский), располагаемого выше дополнительного пакера 18 - не показан), которое открывается при подъеме колонны труб 11. Затем извлекают из колонны лифтовых труб 11 расходомер 16, разбирают устьевую арматуру 25, поднимают лифтовую колонну 11, распакеровывая последовательно дополнительный пакер 18 и пакер 1 (благодаря фиксатору 24), после чего извлекают всю конструкцию установки из скважины 4. Так как жидкость будет вытекать из установки через открытое перепускное устройство, то излива жидкости на устье не будет, что делает извлечение установки более удобным для обслуживающего персонала. Разборку установки производят в обратной сборке последовательности.
Предлагаемая установка для закачки жидкости в верхний пласт скважины из нижнего позволяет защитить скважину от преждевременного разрушения заколонного цементного камня выше верхнего пласта и, как следствие, исключения взаимодействия продукции вскрытых пластов с другими пластами, родниковыми и естественными водами, увеличивая эффективность поддержания пластового давления и защищая экологию, при этом позволяет расширить функциональность благодаря использованию в скважинах с высоким пластовым давлением верхнего пласта, для перекачки газированной жидкости, в том числе и с контролем за состоянием нижнего пласта и/или электропогружного насоса установки.