СКВАЖИННАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДВУХ ПЛАСТОВ С ВОЗМОЖНОСТЬЮ ПЕРЕПУСКА ГАЗА ИЗ-ПОД ПАКЕРНОГО ПРОСТРАНСТВА (ВАРИАНТЫ)
BOREHOLE PUMP UNIT FOR SIMULTANEOUS OPERATION OF TWO BEDS WITH GAS BYPASS FROM UNDER PARKER SPACE (VERSIONS)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам для добычи нефти. Обеспечивает возможность транспортирования продукции каждого пласта на поверхность при помощи отдельных насосов, а также перепуска газа из подпакерного пространства, выделяющегося из нижнего пласта при добыче нефти. Отвод газа осуществляется через специальное устройство - перепускной клапан, устанавливаемый в пакере (по первому варианту), отделяющем продукцию верхнего и нижнего пластов, или в герметичном кожухе установки электроцентробежного насоса (по второму варианту). Продукция нижнего пласта отбирается электроцентробежным насосом и отводится через эксцентричную муфту по байпасной линии в узел смешения продукции, а пластовая жидкость верхнего пласта отбирается штанговым насосом, который может быть как вставной, так и трубный, и подается также в узел смешивания, откуда поступает по насосно-компрессорным трубам на поверхность.
Известна насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине (пат. РФ №2291953, приор. 13.05.2005 г., опубл. 10.01.2007 г.). Установка содержит колонну лифтовых труб, кабель, пакер, хвостовик и два отдельных насоса для откачки продукции пластов, которые заключены в верхний и нижний кожухи, причем насос для откачки продукции нижнего пласта выполнен электропогружным. Согласно изобретению нижний кожух электропогружного насоса снабжен узлом герметизации кабеля и сообщен снизу с подпакерным пространством через хвостовик. Хвостовик выше пакера оснащен перепускным устройством, имеющим возможность обеспечения гидравлической связи надпакерного пространства скважины с ее подпакерным пространством через хвостовик при достижении в скважине давления срабатывания перепускного устройства. Выход электропогружного насоса сообщен с верхним кожухом. Этот кожух сверху сообщен с колонной лифтовых труб и снабжен боковым каналом. При этом верхний насос выполнен штанговым, колонна штанг которого выполнена полой и герметично соединена с плунжером штангового насоса. Прием этого насоса посредством бокового канала сообщен с надпакерным пространством.
Известна компоновка подземного оборудования (пат. РФ №2385409, приор. 13.05.2008 г.), состоящая из колонны труб, оснащенной, по крайней мере, одним пакером для разобщения объектов с разъединителем-соединителем или без него, электроприводного насоса без или с кожухом, снабженного входным модулем, силового кабеля, погружного электродвигателя без или с блоком погружной телеметрии, хвостовика и, по меньшей мере, одного управляемого электрического клапана с запорным элементом.
Известна насосная установка (пат. РФ №2405925, приор. 24.08.2009 г., опубл. 10.12.2010 г.). Скважинная насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов содержит колонну лифтовых труб, кабель, пакер, установленный между пластами, перепускное устройство, верхний, заключенный в кожух, плунжерный с колонной штанг и нижний, сообщенный с подпакерным пространством, электропогружной с электродвигателем насосы для откачки продукции соответствующих пластов, узел герметизации кабеля. Выход электропогружного насоса сообщен патрубком с верхним кожухом, который сверху сообщен с колонной лифтовых труб и снабжен боковым каналом, сообщающим вход верхнего насоса с надпакерным пространством. Патрубок, сообщающий выход нижнего насоса с колонной лифтовых труб, снабжен дополнительным обратным клапаном. Плунжерный насос выполнен вставным с возможностью герметичного взаимодействия с внутренней поверхностью технологического патрубка верхнего кожуха.
Наиболее близкими к предлагаемому изобретению (прототипы) является:
1) скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации, содержащая пакер, кожух, погружной электродвигатель, датчик давления, входной узел, центробежный насос, штанговый глубинный насос и коллектор (журнал «Инженерная практика» №1/2010 г., стр.30; http://glavteh.ru/files/InPraktika120104Gabdulov.pdf):,
2) скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации, содержащая штанговый глубинный насос, смеситель скважинной жидкости, пакер с кабельным вводом, электроцентробежный насос, устройство сливное и клапан обратный (журнал «Инженерная практика» №1/2010 г., стр.44, 45; http://glavteh.ru/files/InPraktika120106Atnabaev.pdf).
Недостатком вышеперечисленных скважинных насосных установок является следующее. При установке пакера в скважинных установках возникает опасность скопления критического количества газа в подпакерном пространстве. Свободный газ, выделяющийся в скважине из пластовой жидкости, накапливается в затрубном пространстве подпакерного интервала, оказывает вредное влияние на работу насосного оборудования, нередко приводя к срыву подачи.
Задачей, решаемой настоящим изобретением, является повышение эффективности добычи нефти из двух пластов одной скважиной на многопластовом месторождении с обеспечением перепуска газа, выделяющегося из нижнего пласта при добыче флюида, скапливающегося в подпакерной зоне и негативно влияющего на работу насосного оборудования.
Указанная задача решается за счет того, что скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов (по первому варианту) содержит установленные на НКТ клапаны перепускные, расположенные ниже и выше отверстий нижнего интервала перфорации в эксплуатационной колонне, над пакером разъединительное устройство, герметичный кожух, в котором размещен погружной элекродвигатель и электроцентробежный насос, оснащенный узлом герметизации кабеля и перепускным устройством, над герметичным кожухом установлены разъединительное устройство, обратный, сливной клапаны, эксцентричная муфта, которая соединяется при помощи патрубка с глухим переводником, клапаном перепускным, выше которого располагается штанговый насос, который может быть как трубным, так и вставным, над штанговым насосом узел смешения продукции (УСП), причем эксцентричная муфта и УСП гидравлически связаны байпасной линией. Отличительной особенностью установки по первому варианту является сборка оборудования в определенной последовательности для получения технического результата, а также наличие герметичного силового кожуха с узлом герметизации кабеля и перепускным устройством, способного передавать нагрузку на нижерасположенное оборудование, а следовательно, позволяющее устанавливать скважинную насосную установку, содержащую электроцентробежный насос с погружным элекродвигателем, ниже которого необходимо установить пакер, за одну спуско-подъемную операцию.
Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов (по второму варианту) содержит электроцентробежный насос с погружным электродвигателем, обратный и сливной клапаны, пакер, оснащенный узлом герметизации кабеля и перепускным устройством, разъединительное устройство, эксцентричную муфту, которая соединяется при помощи патрубка с глухим переводником, клапаном перепускным, выше которого располагается штанговый насос, который может быть как трубным, так и вставным, над штанговым насосом узел смешения продукции (УСП), причем эксцентричная муфта и УСП гидравлически связаны байпасной линией. Новизна данной установки заключается в компоновке известного оборудования и узлов в определенной последовательности для получения технического результата.
Заявляемая скважинная насосная установка (варианты) решает актуальную проблему разработки надежной схемы вывода газа из-под пакера при одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов.
На фиг.1 схематически представлена скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов (первый вариант).
На фиг.2 схематически представлена скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов (второй вариант).
Оборудование скважинной насосной установки (фиг.1) установлено в эксплуатационной скважине 1 на колонне труб 2 с заглушкой 3 в следующей последовательности: нижний клапан перепускной 4, располагаемый под отверстиями нижнего интервала перфорации (под нижним продуктивным пластом 5), верхний клапан перепускной 6, располагаемый над отверстиями нижнего интервала перфорации (над нижним продуктивным пластом 5), пакер 7, разобщающий нижний продуктивный пласт 5 от верхнего продуктивного пласта 8, разъединительное устройство 9, электроцентробежный насос 10 с погружным электродвигателем 11, заключенные в герметичный кожух 12 (например КГЭ, выпускаемый ООО НПФ «Пакер», г.Октябрьский). Энергия к погружному электродвигателю 11 подается по силовому кабелю 13. Кожух 12 имеет перепускное устройство 14 для перепуска газа и узел герметизации кабеля 15, а также он является силовым, т.е. через него можно передавать нагрузку на нижерасположенное оборудование, например для установки пакера 7. Над кожухом 12 установлен разъединитель колонны 16, обратный 17, сливной 18 клапаны, над которыми расположена эксцентричная муфта 19 в виде тройника. Эксцентричная муфта 19 в нижней части соединена патрубком со сливным клапаном 18, в верхней части - с глухим переводником 20 и байпасной линией 21, это может быть насосно-компрессорная труба (например, НКТ ⌀ 48 мм). Выше глухого переводника 20 установлен клапан перепускной 22, штанговый насос 23 с колонной штанг (на фиг.1 не показана), узел смешения продукции 24. Байпасная линия 21 соединяет эксцентричную муфту 19 и узел смешения продукции 24. Штанговый насос 23 может быть выполнен как вставным, так и трубным.
Оборудование скважинной насосной установки (фиг.2) установлено в эксплуатационной скважине 1 на колонне труб 2 в следующей последовательности: погружной электродвигатель 11, к которому подводится энергия с поверхности по кабелю 13, электроцентробежный насос 10, обратный клапан 17, сливной клапан 18, пакер 25, разобщающий нижний продуктивный пласт 5 от верхнего продуктивного пласта 8 и имеющий узел герметизации кабеля 26, и перепускное устройство 27, разъединительное устройство 28. Над разъединителем колонны 28 установлена эксцентричная муфта 19 в виде тройника. Эксцентричная муфта 19 в нижней части соединена патрубком (или колонной насосно-компрессорных труб) с разъединителем 28, в верхней части с глухим переводником 20 и байпасной линией 21, это может быть насосно-компрессорная труба (например, НКТ ⌀ 48 мм). Выше глухого переводника 20 установлен клапан перепускной 22, штанговый насос 23 с колонной штанг (на фиг.1 не показана), узел смешения продукции 24. Байпасная линия 21 соединяет эксцентричную муфту 19 и узел смешения продукции 24. Штанговый насос 23 может быть выполнен как вставным, так и трубным.
Скважинная насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов работает следующим образом.
В зависимости от производительности и глубины залегания пластов 5 и 8 подбирают насосы 10 и 23. Установку собирают последовательно согласно схеме (фиг.1, фиг.2) и спускают в скважину 1.
По первому варианту установка спускается на колонне труб 2 до размещения клапанов перепускных 4 и 6 под и над интервалом перфорации эксплуатационной колонны 1 нижнего продуктивного пласта 5, а пакера 7 между пластами 5 и 8. Пакер 7 приводят в рабочее положение известным способом, тем самым разобщив верхний 5 и нижний 8 продуктивные пласты. Далее спускается колонна штанг (на фиг.1 не показана) с плунжером трубного насоса 23 или вставным насосом 23 известным способом. После чего устье оснащают устьевой арматурой (на фиг.1 не показана) с герметизацией выхода кабеля и возможностью продольного перемещения колонны штанг. Колонну штанг присоединяют к приводу, а кабель 13 к станции управления погружным электродвигателем (на фиг.1 не показано).
По второму варианту установка собирается последовательно по схеме (фиг.2), при этом кабель 13 пропускают через узел герметизации 26 пакера 25 с последующей изоляцией известным способом. Установку в сборе без плунжера штангового насоса 23 или без самого насоса (если подобран вставной насос 23) спускают на колонне насосно-компрессорных труб 2 до размещения пакера 25 между пластами 5 и 8. Для установки пакера 25 в колонне 2 создается давление, затем установку разгружают на пакер 25, дополнительно сжимая резиновые элементы и заклинивая якорь. После пакеровки спускают колонну штанг со вставным штанговым насосом или плунжер трубного насоса. Затем устье оснащают устьевой арматурой так же как и по первому варианту.
По кабелю 13 подается напряжение, под действием которого приводится в действие электродвигатель 11, вращающий ротор насоса 10, откачивающего продукцию нижнего пласта. Приводится в действие привод штангового насоса 23, поднимающий на поверхность продукцию верхнего пласта.
В результате работы насоса 10 продукция нижнего пласта 5 поступает через перепускные клапаны 4 и 6 (по первому варианту) по гидравлическому каналу в пакере 7 и разъединителе 9 в кожух 12 (фиг.1). При этом за счет естественной сепарации из скважинной жидкости нижнего пласта выделяется газ, который скапливается под пакером, оттесняя скважинную жидкость вниз. Между объемом свободного газа и воды в свободной фазе накапливается углеводородная составляющая скважинной жидкости. При достижении заданного давления клапаны открываются и скважинная жидкость и газ через перепускные клапаны 4 и 6 поступают в НКТ и по ним далее на прием электроцентробежного насоса 10. Таким образом происходит перепуск газа из затрубного подпакерного пространства скважины в колонну НКТ. Далее по гидравлическому каналу через пакер 7, разъединитель 9 пластовая газожидкостная смесь поступает в герметичный силовой кожух 12, откуда жидкость отбирается насосом 10, а газ отводится из верхней части кожуха 12 при помощи перепускного устройства в межтрубное пространство. Жидкость из нижнего продуктивного пласта 5, отбираемая насосом 10 через байпасную линию 21 поступает в узел смешения продукции 24. Пластовая жидкость из верхнего продуктивного пласта 8 через перепускной клапан 22 поступает на прием штангового насоса 23 в узел смешивания продукции 24, где смешивается с продукцией нижнего пласта и поднимается на поверхность по колонне труб 2. При необходимости смены насосов имеется возможность разъединения скважинной насосной установки при помощи разъединительного устройства 9 без извлечения пакера 7 и нижерасположенного оборудования (перепускные клапаны 4, 6, заглушка 3).
При работе скважинной насосной установки (по второму варианту) газ, скапливающийся под пакером 25, отводится при помощи перепускного устройства 27 в межтрубное надпакерное пространство. Продукция нижнего продуктивного пласта откачивается электроцентробежным насосом 10 и по гидравлического герметичному каналу через обратный 17, сливной 18 клапаны, пакер 25, разъединитель 28, эксцентричную муфту 19, байпасную линию 21 попадает в узел смешения продукции 24. Продукция верхнего продуктивного пласта 8 через клапан перепускной 22 отбирается штанговым насосом 23 и также поступает в узел 24, откуда, смешиваясь с продукцией нижнего продуктивного пласта 5, поступает по колонне насосно-компрессорных труб 2 на поверхность.
Предложенная конструкция скважинной насосной установки (варианты) обеспечивает возможность перепуска газа, выделяющегося из нижнего пласта при добыче флюида, скапливающегося в подпакерной зоне и негативно влияющего на работу насосного оборудования, тем самым повышается эффективность добычи нефти из двух пластов одной скважиной на многопластовом месторождении.