УСТАНОВКА С МЕХАНИЧЕСКИМ КЛАПАНОМ ГАРИПОВА ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОГРУЖНЫМ НАСОСОМ И СПОСОБ ЕЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ
PLANT WITH MECHANICAL GARIPOV VALVE FOR SIMULTANEOUS SEPARATE OPERATION OF SUBMERSIBLE PUMP AND OPERATING METHOD THEREOF

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов скважинами с электропогружным насосом.
Известна скважинная установка для одновременно-раздельной добычи углеводородов, содержащая погружной насос, спущенный в скважину на НКТ, один или несколько пакеров со стволом и уплотнительным элементом, размещенным выше приема погружного насоса, перепускную систему с регулятором, вставкой и перепускными отверстиями, которая расположена выше и ниже уплотнительного элемента, перепускные отверстия гидравлически связаны между собой и погружным насосом,
и способ, включающий спуск в скважину на НКТ погружного насоса, установку выше приема погружного насоса одного или несколько пакеров, установку и эксплуатацию перепускной системы с регулятором и вставкой, выполненной с возможностью гидравлического сообщения через себя пластового флюида, отбор пластового флюида по меньшей мере из одного пласта и смену режима отбора пластового флюида (Патент РФ №2365744, F04D 13/10, опубл. 10.06.2007 г.).
Недостатком вышеуказанных технических решений является необходимость периодического извлечения и замены регулятора. Поскольку процесс извлечения регулятора и установки нового регулятора требует много времени, в течение которого открывается сообщение трубного и затрубного пространств, то не обеспечивается надежность учета дебита и контроля добычи пластового флюида. Кроме этого приходится отключать насос, что приводит к значительным потерям добываемого флюида и нарушает непрерывность измерения уровня или давления и дебита.
Наиболее близким техническим решением является скважинная установка для одновременно-раздельной эксплуатации погружным насосом, содержащая погружной насос, спущенный в скважину на НКТ, по меньшей мере один пакер со стволом и уплотнительным элементом, размещенный выше погружного насоса, перепускную систему, расположенную выше погружного насоса и включающую в себя регулятор, вставку с осевым каналом и перепускными каналами, по меньшей мере один из которых расположен выше уплотнительного элемента или выше уплотнительного элемента верхнего пакера и по меньшей мере один из которых расположен ниже уплотнительного элемента или ниже уплотнительного элемента нижнего пакера, при этом перепускные каналы гидравлически связаны между собой и погружным насосом, по меньшей мере один герметизирующий элемент, регулятор установлен в верхней части вставки и выполнен с возможностью перемещения и перекрытия перепускных каналов или канала,
и способ, включающий спуск в скважину на НКТ погружного насоса, установку выше погружного насоса одного или нескольких пакеров, установку и эксплуатацию перепускной системы с регулятором, с перепускными каналами и вставкой с осевым каналом для гидравлического сообщения пластового флюида с погружным насосом, отбор пластового флюида по меньшей мере из одного пласта и смену режима отбора пластового флюида, при этом регулятор устанавливают в НКТ в верхнюю часть вставки с возможностью перемещения, разобщают осевой канал от пространства между вставкой и стволом и/или НКТ, отбор пластового флюида осуществляют с выкида погружного насоса с последующей подачей по НКТ на поверхность (Патент РФ №2498053,   43/14, опубл. 10.11.2013 г., прототип).
Недостатком вышеуказанных способа и установки является попадание механической примеси между вставкой и НКТ и/или стволом пакера в зону движения механического герметизирующего разделительного элемента, что приводит к его заклиниванию, в особенности после остановки погружного насоса при осаждении осадка, в особенности в условиях малого притока флюида с верхнего объекта.
Предлагаемое техническое решение устраняет вышеперечисленные недостатки и повышает эксплуатационную надежность работы скважинной установки за счет предотвращения выпадения механических примесей на регулятор в процессе работы вследствие того, что регулятор снизу омывается восходящим потоком от погружного насоса, а при остановке погружного насоса механическая примесь осыпается ниже регулятора, проходя сквозь продольные перепускные каналы в регулирующих элементах, и тем самым обеспечивает непрерывную работу скважинной установки.
Установка с механическим клапаном для одновременно-раздельной эксплуатации погружным насосом, содержащая погружной насос, спущенный в скважину на НКТ, по меньшей мере один пакер со стволом и уплотнительным элементом, размещенный выше погружного насоса, перепускную систему, расположенную выше погружного насоса и включающую в себя регулятор, вставку с осевым каналом и перепускными каналами, по меньшей мере один из которых расположен выше уплотнительного элемента или выше уплотнительного элемента верхнего пакера и по меньшей мере один из которых расположен ниже уплотнительного элемента или ниже уплотнительного элемента нижнего пакера, при этом перепускные каналы гидравлически связаны между собой и погружным насосом, по меньшей мере один герметизирующий элемент, регулятор установлен в верхней части вставки и выполнен с возможностью перемещения и перекрытия перепускных каналов или канала, перепускная система дополнительно снабжена верхним и нижним перепускными элементами, выполненными с поперечными и продольными перепускными каналами, при этом перепускные продольные каналы верхнего и нижнего перепускных элементов гидравлически связаны между и выкидом погружного насоса, перепускные поперечные каналы верхнего и нижнего перепускных элементов гидравлически связаны между собой посредством осевого канала и с приемом погружного насоса, верхний и нижний перепускные элементы размещены выше выкида погружного насоса с возможностью разобщения осевого канала от пространства между вставкой и стволом и/или НКТ, регулятор установлен в осевом канале с возможностью перекрытия поперечного канала или каналов верхнего перепускного элемента, также регулятор выполнен с захватной головкой или с проточкой, достаточной для его захвата ловильным инструментом, верхняя часть регулятора выполнена в виде захватной головки, а нижняя часть регулятора выполнена из герметизирующего материала, регулятор дополнительно снабжен по меньшей мере одним отверстием, гидравлически связанным с осевым каналом и перепускным поперечным каналом или каналами, НКТ дополнительно снабжена по меньшей мере одним перепускным отверстием, гидравлически связанным с перепускным поперечным каналом или каналами, ствол дополнительно снабжен по меньшей мере одним перепускным отверстием, гидравлически связанным с перепускным поперечным каналом или каналами, вставка дополнительно снабжена по меньшей мере одним перепускным отверстием, гидравлически связанным с перепускным поперечным каналом или каналами, вставка представляет собой участок трубы или разъединительное устройство, установка дополнительно снабжена по меньшей мере одним измерительным прибором, перепускные элементы выполнены монолитными или в виде сборной конструкции, установлены и зафиксированы с помощью прижимных элементов, срезных или несрезных элементов, при этом перепускные элементы соединены с НКТ посредством телескопического соединения и/или разъединительно-соединительного устройства, со стволом - посредством телескопического соединения и/или разъединительно-соединительного устройства, со вставкой - посредством телескопического соединения и/или разъединительно-соединительного устройства.
Способ эксплуатации установки, включающий спуск в скважину на НКТ погружного насоса, установку выше приема погружного насоса одного или нескольких пакеров, установку и эксплуатацию перепускной системы с регулятором, с перепускными каналами и со вставкой с осевым каналом для гидравлического сообщения пластового флюида с погружным насосом, отбор пластового флюида по меньшей мере из одного пласта и смену режима отбора пластового флюида, при этом регулятор устанавливают в верхнюю часть вставки в осевой канал с возможностью перемещения и с возможностью перекрытия поперечного канала или каналов верхнего перепускного элемента, разобщают осевой канал от пространства между вставкой и стволом и/или НКТ, отбор пластового флюида осуществляют с выкида погружного насоса с последующей подачей по НКТ на поверхность, подачу пластового флюида на прием погружного насоса осуществляют с нижнего пласта или с нижнего и верхнего пластов, при этом с нижнего пласта подачу пластового флюида осуществляют при закрытых регулятором поперечных перепускных каналах или канале верхнего перепускного элемента, а подачу пластового флюида с нижнего и верхнего пластов осуществляют при открытых регулятором поперечных перепускных каналах или канале верхнего перепускного элемента, отбор пластового флюида и подачу его погружным насосом на поверхность осуществляют по перепускным продольным каналам нижнего и верхнего перепускных элементов по пространству между вставкой и стволом и/или НКТ, также подачу пластового флюида на прием погружного насоса с верхнего пласта осуществляют через перепускные отверстия или отверстие, перепускные поперечные каналы или канал верхнего перепускного элемента, отверстия или отверстие, осевой канал и перепускные поперечные каналы или канал нижнего перепускного элемента.
На фиг. 1 изображена установка с механическим клапаном для одновременно-раздельной эксплуатации погружным насосом с одним пакером, осуществляющая добычу из двух пластов, при этом регулятор выполнен в виде монолитного стержня с возможностью перемещения вверх или вниз, открывая или закрывая заданные перепускные поперечные каналы, при этом верхняя часть представлена в виде захватной головки, а нижняя часть регулятора снабжена герметизирующим материалом, на фиг. 2 изображена установка с механическим клапаном для одновременно-раздельной эксплуатации погружным насосом с двумя пакерами, осуществляющая добычу из двух пластов, регулятор выполнен в виде стержня с перепускными отверстиями и с возможностью перемещения вверх или вниз, открывая или закрывая заданные перепускные поперечные каналы, при этом верхняя часть снабжена захватным элементом в виде захватной проточки, на фиг. 3 изображен верхний перепускной элемент и регулятор, установленный в осевом канале с возможностью перемещения вверх или вниз и выполненный в виде стержня с захватным элементом и с перепускными отверстиями, при этом верхний перепускной элемент расположен с возможностью соединения двух участков НКТ между собой и двух участков вставки между собой, на фиг. 4 изображен верхний перепускной элемент и регулятор, установленный в осевом канале и выполненный с перепускными отверстиями и с захватным элементом, при этом верхний перепускной элемент расположен с возможностью соединения двух участков НКТ между собой.
Установка с механическим клапаном для одновременно-раздельной эксплуатации погружным насосом содержит погружной насос 1, НКТ 2, по меньшей мере один пакер 3 со стволом 4 и уплотнительным элементом 5, перепускную систему, расположенную выше погружного насоса 1 и включающую в себя регулятор 6, вставку 7 с осевым каналом 8 и перепускными каналами, один или несколько герметизирующих элементов 9.
Насос погружной 1 представляет собой глубинный скважинный насос, например ЭЦН, ЭВН.
НКТ 2 представляет собой трубу, например трубу с муфтами или без муфт, участки труб одного или разного диаметра, соединенные между собой, например, переводниками.
Пакеры или пакер 3 установлен на НКТ 2 выше погружного насоса 1. Пакер 3 предназначен для разобщения пластов друг от друга и от погружного насоса 1 и представляет собой разобщающее устройство, например, механическое, гидравлическое с различным способом установки в скважине.
Ствол 4 представляет собой, например, полый шток, участок трубы, участок НКТ одного или разных диаметров монолитной или сборной конструкции.
Уплотнительный элемент 5 представляет собой, например, по меньшей мере одну уплотнительную манжету, по меньшей мере одно уплотнительное кольцо.
Регулятор 6 герметично установлен в осевом канале 8 в верхней части вставки 7 с возможностью перекрытия перепускных каналов или канала.
Вставка 7 размещена выше выкида погружного насоса 1 внутри ствола 4 и/или НКТ 2.
Вставка 7 выполнена в виде сборной или монолитной конструкции и представляет собой, например, разъединительное устройство, ствол разъединительного устройства, скважинную камеру, трубообразное полое скважинное устройство, участок трубы, участок НКТ, участок гибкой трубы, участок гибкой безмуфтовой трубки, участок импульсной трубки, участок шлангокабеля, участки труб одного или разных диаметров, соединенных между собой, образуя сборную вставку 7.
Между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2 образуется пространство для подъема флюида на поверхность с верхнего и нижнего пластов или с нижнего пласта.
Перепускная система снабжена верхним 10 и нижним 11 перепускными элементами и в каждом из них выполнены по меньшей мере один поперечный перепускной канал 12 и по меньшей мере один продольный перепускной канал 13.
При этом по меньшей мере один поперечный перепускной канал 12 и по меньшей мере один продольный перепускной канал 13 расположены выше уплотнительного элемента 5 или выше уплотнительного элемента 5 верхнего пакера 3 и по меньшей мере один поперечный перепускной канал 12 и по меньшей мере один продольный перепускной канал 13 расположены ниже уплотнительного элемента 5 или ниже уплотнительного элемента 5 нижнего пакера 3.
Верхний 10 и нижний 11 перепускные элементы установлены выше выкида погружного насоса 1 с возможностью разделения потока флюида, проходящего внутри осевого канала 8 и направленного на прием погружного насоса 1, от потока флюида, исходящего с выкида погружного насоса 1 и проходящего по пространству между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2.
Верхний 10 и нижний 11 перепускные элементы зафиксированы известными методами и способами крепления, например, со вставкой 7, стволом 4, НКТ 2, посредством, например, резьбы и/или герметизирующих элементов 9, замкового устройства, центрируя ее.
Например, верхний перепускной элемент 10 зафиксирован на НКТ 2 и на вставке 7 с помощью прижимных элементов, например, в виде муфт.
Например, нижний перепускной элемент 11 зафиксирован на стволе 4 и на вставке 7 с помощью срезных или несрезных элементов.
Например, верхний перепускной элемент 10 соединен с НКТ 2 посредством телескопического соединения и/или разъединительно-соединительного устройства.
Например, нижний перепускной элемент 11 соединен со стволом 4 пакера посредством телескопического соединения и/или разъединительно-соединительного устройства.
Например, верхний 10 и нижний 11 перепускные элементы соединены со вставкой 7 посредством телескопического соединения и/или разъединительно-соединительного устройства.
Верхний 10 и нижний 11 перепускные элементы выполнены монолитными или в виде сборной конструкции.
Верхний 10 и нижний 11 перепускные элементы разобщают осевой канал 8 от пространства между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2, обеспечивая разобщение потоков пластового флюида внутри скважины.
При этом перепускные продольные каналы 13 верхнего 10 и нижнего 11 перепускных элементов обеспечивают перепуск потока флюида с выкида погружного насоса 1 в НКТ 2 и на поверхность по пространству между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2, а перепускные поперечные каналы 12 верхнего 10 и нижнего 11 перепускных элементов обеспечивают перепуск пластового флюида с верхнего пласта на прием погружного насоса 1 по осевому каналу 8.
Нижний перепускной элемент 11 размещен под нижним уплотнительным элементом 5 или под уплотнительным элементом 5 нижнего пакера 3, например
размещен в пространстве между НКТ 2 и вставкой 7 и соединен с нижней частью вставки 7 посредством замкового устройства,
размещен в пространстве между стволом 4 и вставкой 7 и соединен с нижней частью вставки 7 посредством резьбы,
размещен в пространстве между стволом 4, НКТ 2 и вставкой 7 и соединен с нижней частью вставки 7 посредством резьбы, при этом соединяя ствол 4 и НКТ 2 между собой,
размещен в скважине, соединяя ствол 4 и НКТ 2 между собой и два участка вставки 7 между собой,
размещен в скважине, соединяя ствол 4 и НКТ 2 между собой, при этом соединен с нижней частью вставки 7,
размещен в пространстве между НКТ 2 и вставкой 7, при этом соединен с нижней частью вставки 7 посредством телескопического соединения,
размещен в скважине, соединяя ствол 4 и НКТ 2 между собой и соединяя два участка вставки 7 между собой посредством телескопического соединения,
размещен в скважине, соединяя ствол 4 и НКТ 2 между собой и соединяя два участка вставки 7 между собой посредством телескопического соединения,
размещен в пространстве между НКТ 2 и вставкой 7 и соединен с нижней частью вставки 7 посредством разъединительно-соединительного устройства,
размещен в скважине, соединяя ствол 4 и НКТ 2 между собой и соединяя два участка вставки 7 между собой посредством разъединительно-соединительного устройства.
Верхний перепускной элемент 10 размещен над верхним уплотнительным элементом 5 или над уплотнительным элементом 5 верхнего пакера 3, например
размещен в пространстве между НКТ 2 и вставкой 7 и соединен с верхней частью вставки 7 посредством резьбы,
размещен в скважине, соединяя два участка НКТ 2 между собой и два участка верхней части вставки 7 между собой,
размещен в скважине, соединяя ствол 4 и НКТ 2 между собой, при этом соединен с верхней частью вставки 7,
размещен в скважине, соединяя два участка НКТ 2 между собой, при этом соединен с верхней частью вставки 7,
размещен в скважине, соединяя ствол 4 и НКТ 2 между собой и соединяя два участка верхней части вставки 7 между собой посредством резьбы,
размещен в скважине, соединяя ствол 4 и НКТ 2 между собой и соединяя два участка верхней части вставки 7 между собой, при этом соединен с верхней частью вставки 7 посредством телескопического соединения,
размещен в скважине, соединяя ствол 4 и НКТ 2 между собой и соединяя два участка верхней части вставки 7 между собой, при этом соединен с верхней частью вставки 7 посредством разъединительно-соединительного устройства.
Регулятор 6 выполнен с возможностью перемещения в осевом канале 8, например, вверх или вниз и с возможностью перекрытия полного или частичного перепускных поперечных каналов или канала 12 верхнего перепускного элемента 10, управляя тем самым потоком скважинного флюида, поступающего из верхнего пласта на прием погружного насоса 1.
Вставка 7 и верхний 10 и нижний 11 перепускные элементы разобщают потоки пластового флюида внутри ствола 4 и/или НКТ 2, обеспечивая:
подъем пластового флюида из нижнего пласта с выкида погружного насоса 1 через верхние и нижние перепускные продольные каналы 13 по пространству между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2 с последующей подачей его на поверхность по НКТ 2 при закрытых регулятором 6 верхнем перепускном поперечном канале или каналах 12;
подъем пластового флюида из верхнего и нижнего пластов с выкида погружного насоса 1 через верхние и нижние перепускные продольные каналы 13 по пространству между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2 с последующей подачей его на поверхность по НКТ 2 при полном или частичном открытии регулятором 6 верхнего перепускного поперечного канала или каналов 12, при этом поступление пластового флюида осуществляют на прием погружного насоса 1 одновременно снизу из нижнего пласта и сверху из верхнего пласта, например, через верхние перепускные поперечные каналы или канал 12, по осевому каналу 8 и через нижние перепускные поперечные каналы или канал 12.
Перепускной элемент: верхний 10 или нижний 11 представляет собой, например, герметизирующую перепускную втулку с перепускными каналами поперечными 12 и продольными 13, муфту с перепускными каналами поперечными 12 и продольными 13, втулку, выполненную из герметизирующего материала, с перепускными каналами поперечными 12 и продольными 13.
Перепускные продольные каналы 13 верхнего 10 и нижнего перепускных элементов гидравлически связаны между собой пространством между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2 и связаны с выкидом погружного насоса 1, обеспечивая транзитный перепуск флюида с выкида погружного насоса 1 в пространство между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2 и далее на поверхность скважины по НКТ 2.
Перепускные поперечные каналы 12 верхнего 10 и нижнего 11 перепускных элементов гидравлически связаны между собой посредством осевого канала 8 и гидравлически связаны с приемом погружного насоса 1, обеспечивая подачу пластового флюида с верхнего пласта на прием погружного насоса 1.
Подачу пластового флюида по меньшей мере с одного пласта, например с верхнего пласта, на прием погружного насоса 1 регулируют посредством регулятора 6, периодически перемещая его относительно перепускных верхних поперечных каналов или канала 12, частично или полностью перекрывая их и тем самым перекрывая гидравлическое сообщение между ними и приемом погружного насоса 1. При перекрытии регулятором 6 перепускных верхних поперечных каналов или канала 12 перекрывают переток пластового флюида с верхнего пласта на прием погружного насоса 1, например ЭЦН.
Если в скважинной установке два и более пакера 3, то по меньшей мере один перепускной поперечный канал 12 расположен выше уплотнительного элемента 5 верхнего пакера 3 и по меньшей мере один перепускной поперечный канал 12 расположен ниже уплотнительного элемента 5 нижнего пакера 3.
Регулятор 6 устанавливают в различные положения путем перемещения его относительно верхних перепускных поперечных каналов или канала 12, обеспечивая тем самым смену режимов и интенсивности добычи пластового флюида, например, с верхнего пласта.
Возможность перемещения регулятора 6 в осевом канале 8 позволяет дополнительно выполнить регулятор 6 с захватным элементом, например с захватной проточкой, достаточной для его захвата ловильным инструментом, с захватным выступом 14, с захватной головкой 15.
Регулятор 6 представляет собой, например,
монолитный стержень с одним герметизирующим элементом 9, расположенным снаружи регулятора 6,
монолитный стержень, выполненный из герметизирующего материала 9 полностью или частично,
монолитный стержень с захватной головкой 15, расположенной в верхней его части, и с герметизирующими элементами 9, расположенными на наружной поверхности в нижней части регулятора 6.
Герметизирующий элемент 9 представляет собой элемент, выполненный из герметизирующего материала, например полимера, прорезиненного или резинового материала, герметизирующего покрытия в виде герметизирующей пленки или герметизирующего слоя, образованного, например, электролизом, хонингованием, полимерным покрытием.
Герметизирующий элемент 9 представляет собой, например, резиновую манжету.
Захватный элемент представляет собой захватную головку 15, захватные проточку или выступ 14 и обеспечивает перемещение или извлечение регулятора 6 посредством канатного инструмента.
Вставка 7 дополнительно снабжена перепускными отверстиями или отверстием 16, выполненным с возможностью гидравлического взаимодействия с осевым каналом 8 и с перепускным поперечным каналом или каналами 12.
НКТ 2 дополнительно снабжена по меньшей мере одним перепускным отверстием 16, выполненным с возможностью гидравлического взаимодействия с осевым каналом 8 и с перепускным поперечным каналом или каналами 12.
Ствол 4 дополнительно снабжен по меньшей мере одним перепускным отверстием 16, выполненным с возможностью гидравлического взаимодействия с осевым каналом 8 и с перепускным поперечным каналом или каналами 12.
Например, по меньшей мере одно перепускное отверстие 16 расположено выше уплотнительного элемента 5 или выше уплотнительного элемента 5 верхнего пакера 3 и по меньшей мере одно перепускное отверстие 16 расположено выше герметизирующего элемента 9 и ниже уплотнительного элемента 5 или уплотнительного элемента 5 нижнего пакера 3.
Регулятор 6 дополнительно снабжен по меньшей мере одним отверстием 17, обеспечивающим прохождение пластового флюида через регулятор 6, например регулятор 6 представляет собой стержень с одним отверстием 17; регулятор 6 выполнен в виде стержня с отверстиями 17 и с захватной проточкой 14, расположенной в верхней части регулятора 6, при этом часть регулятора 6 выполнена из герметизирующего материала 9.
Например, отверстие 17 гидравлически связано с осевым каналом 8 и с перепускным поперечным каналом или каналами 12 верхнего перепускного элемента 11, обеспечивая прохождение пластового флюида из перепускного поперечного канала или каналов 12 верхнего перепускного элемента 11 в осевой канал 8 через регулятор 6;
отверстие 17 гидравлически связано с осевым каналом 8 и по меньшей мере одним перепускным отверстием 16 и с перепускным поперечным каналом или каналами 12 верхнего перепускного элемента 11, обеспечивая прохождение пластового флюида из перепускного поперечного канала или каналов 12 верхнего перепускного элемента 11 и перепускного отверстия или отверстий 16 в осевой канал 8 через регулятор 6.
Установка с механическим клапаном для одновременно-раздельной эксплуатации погружным насосом дополнительно снабжена: глубинным измерительным прибором или приборами 18, срезными элементами, отверстием для глушения, центратором, штуцером, протектором для защиты кабеля или измерительных приборов, посадочным местом или скважинной камерой, устройством герметизации кабеля или устройством герметизации кабеля и измерительного прибора, размещенным в пакере 3, при этом устройство герметизации кабеля представляет собой кабельный ввод.
В скважинной установке верхний перепускной поперечный канал 12 дополнительно может служить отверстием для глушения при отсутствии или при извлечении регулятора 6.
Измерительный глубинный прибор или приборы 18 устанавливают в скважине напротив пласта или пластов, применяют для непрерывных замеров давления и определения дебита по кривой восстановления давления (КВД).
Срезные элементы (не показано) расположены на НКТ 2 или на вставке 7, обеспечивая фиксацию определенного положения регулятора 6.
Центратор (не показан) расположен на регуляторе 6 и обеспечивает центрирование регулятора 6 относительно осевого канала 8 или эксплуатационной колонны.
Штуцер (не показан) расположен в перепускном поперечном канале 12, в отверстии 17, и обеспечивает регулирование потока флюида, проходящего через данный элемент.
Посадочное место или скважинная камера (не показано) обеспечивают установку автономных устройств, например измерительного прибора 18 или дополнительных регулирующих устройств.
Способ эксплуатации установки с механическим клапаном погружным насосом осуществляют следующим образом.
Спускают в скважину на заданную глубину НКТ 2 с погружным насосом 1, по меньшей мере с одним пакером 3, установленным выше приема погружного насоса 1, с глубинным измерительным прибором 18 или без него и с установленной выше приема погружного насоса 1 перепускной системой для гидравлического сообщения пластового флюида с погружным насосом 1, содержащей верхний 10 и нижний 11 перепускные элементы, включающие в себя по меньшей мере один поперечный перепускной канал 12 и по меньшей мере один продольный перепускной канал 13, регулятор 6 и вставку 7 с осевым каналом 8, обеспечивая гидравлическое сообщение пластового флюида, в том числе и из верхнего пласта, на прием погружного насоса 1.
Затем пакеруют пакер 3 или пакеры 3 между пластами, например между верхним и нижним пластами.
Регулятор 6 устанавливают в осевом канале 8 с возможностью перемещения в нем и с возможностью полного или частичного перекрытия верхних перепускных поперечных каналов или канала 12.
Разобщают осевой канал 8 от пространства между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2 посредством верхнего 10 и нижнего 11 перепускных элементов.
Затем запускают глубинный насос 1 и осуществляют эксплуатацию скважинной установки.
Регулятор 6 посредством канатной техники переводят в положение «открыто», для чего его перемещают вверх в осевом канале 8 относительно верхних перепускных поперечных каналов или канала 12, открывая их полностью или частично, обеспечивая гидравлическое сообщение пластового флюида из верхнего пласта на прием погружного глубинного насоса 1 из верхних перепускных поперечных каналов или канала 12 по осевому каналу 8 в нижние перепускные поперечные каналы или канал 12.
Подачу пластового флюида на прием погружного насоса 1 осуществляют с нижнего пласта или с нижнего и верхнего пластов, при этом с нижнего пласта подачу пластового флюида осуществляют при закрытых регулятором 6 поперечных перепускных каналах или канале 12 верхнего перепускного элемента 10, а подачу пластового флюида с нижнего и верхнего пластов осуществляют при полностью или частично открытых регулятором 6 поперечных перепускных каналах или канале 12 верхнего перепускного элемента 10,
для чего регулятор 6 устанавливают в положение «открыто» и пластовый флюид с верхнего пласта подают на прием погружного насоса 1, например,
через перепускные поперечные каналы или канал 12 верхнего перепускного элемента 10, осевой канал 8 и через перепускные поперечные каналы или канал 12 нижнего перепускного элемента 11,
или через перепускные поперечные каналы или канал 12 верхнего перепускного элемента 10, отверстия или отверстие 17, осевой канал 8 и перепускные поперечные каналы или канал 12 нижнего перепускного элемента 11,
или через перепускные поперечные каналы или канал 12 верхнего перепускного элемента 10, перепускные отверстия или отверстие 16, осевой канал 8 и перепускные поперечные каналы или канал 12 нижнего перепускного элемента 11.
Пластовый флюид с нижнего пласта подают сразу на прием насоса 1 при нахождении регулятора 6 в положении «закрыто», когда перепускные поперечные каналы или канал 12 верхнего перепускного элемента 10 перекрыты регулятором 6.
Отбор пластового флюида с выкида погружного насоса 1 с последующей подачей по НКТ 2 на поверхность по меньшей мере из одного пласта осуществляют по перепускным продольным каналам 13 верхнего 10 и нижнего 11 перепускных элементов и по пространству между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2.
Отбор пластового флюида и подачу его насосом на поверхность осуществляют по перепускным продольным каналам 13 нижнего 11 и верхнего 10 перепускных элементов по пространству между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2.
Смену режимов добычи-отбора пластового флюида осуществляют, в том числе, в режиме непрерывной эксплуатации скважинной установки и во время остановки погружного насоса 1.
Смену режимов добычи пластового флюида осуществляют в режиме непрерывной эксплуатации скважинной установки, так как конструкция скважинной установки позволяет менять режим добычи пластового флюида без извлечения регулятора 6 и остановки скважины, а также извлечения регулятора 6 при извлечении или смене глубинного насоса и компоновки в целом.
Также подачу пластового флюида на прием погружного насоса 1 с верхнего пласта осуществляют через перепускные отверстия или отверстие 16 в НКТ 2, перепускные поперечные каналы или канал 12 верхнего перепускного элемента 10, отверстия или отверстие 17, осевой канал 8 и перепускные поперечные каналы или канал 12 нижнего перепускного элемента 11.
Эксплуатацию двух или более пластов, разобщенных между собой пакером или пакерами 3, осуществляют посредством направления пластового флюида на прием работающего погружного насоса 1, при этом на поверхность подачу пластового флюида осуществляют с нижнего пласта или с верхнего и нижнего пластов, в том числе и в режиме непрерывной эксплуатации.
В процессе эксплуатации скважинной установки дополнительно замеряют на устье дебит и обводненность как совместно работающих пластов верхнего и нижнего, так и только нижнего пласта при заданных параметрах дебита и обводненности.
Для этого канатным инструментом переводят регулятор 6 в положение «закрыто», перемещая его в осевом канале 8 вниз или вверх относительно перепускных поперечных каналов или канала 12 верхнего перепускного элемента 10 или перепускных поперечных каналов или канала 12 верхнего перепускного элемента 10 и отверстия или отверстий 17, герметично перекрывая их, тем самым обеспечивая отсечение верхнего пласта от приема погружного насоса 1, и гидравлическое сообщение с погружным насосом 1 осуществляют только с нижнего пласта и с последующей подачей по НКТ 2 на поверхность.
В процессе эксплуатации нижнего пласта дополнительно замеряют на устье его параметры, например дебит и обводненность, определяя также изменение уровня жидкости в затрубном пространстве или давления над пакером 3 и рассчитывая по КВУ (кривая восстановления уровня) или КВД (кривая восстановления давления) дебит верхнего пласта в момент его отключения. Зная дебит при совместной или раздельной эксплуатации пластов, а также обводненность нижнего пласта и обводненность при совместной эксплуатации пластов, замеренные на устье, по известной зависимости находят обводненность по верхнему пласту. Таким образом, осуществляют контроль дебита и обводненности раздельно по пластам при ОРД (одновременно-раздельной добыче).
В процессе отбора пластового флюида по меньшей мере из одного пласта КИП (контрольно-измерительными приборами) 18 измеряют скважинные параметры, производят учет дебита и обводненности, например, в режиме реального времени.
С помощью скважинной установки регулируют отбор скважинного флюида из пластов, разобщая потоки, изменяя интенсивность потока и управляя потоком скважинного флюида из верхнего и нижнего пластов, и соответственно регулируют отбор скважинного флюида из скважины в целом, открывая полностью или частично перепускные поперечные каналы или канал 12 верхнего перепускного элемента 10, повышают эффективность добычи пластового флюида при одновременно-раздельной добыче (ОРД) из пластов одной скважины и увеличивают/улучшают надежность работы скважинной установки за счет предотвращения выпадения механических примесей в процессе работы внутрь скважинной установки на регулирующий элемент 6, так как регулирующий элемент 6 снизу омывается восходящим потоком скважинного флюида с заданным напором от погружного насоса 1 через перепускные продольные каналы 13, а при остановке насоса 1 механическая примесь не присыпает регулирующий элемент 6, а осыпается ниже его сквозь перепускные продольные каналы 13 и тем самым обеспечивает непрерывную работу скважинной установки.