Погружной насос с обводным каналом для закачки жидкости
SUBMERSIBLE PUMP WITH BYPASS FOR LIQUID INJECTION

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для подъема на дневную поверхность продукции из скважин с возможностью закачки жидкости в подпакерное пространство в скважинных условиях.
Известен погружной скважинный насосный агрегат для добычи нефти, предохранительный и обратный клапаны погружного скважинного насосного агрегата и устройство для герметизации кольцевого зазора в скважине (патент на ПМ RU №60613, Е21В 43/08, опубл. Бюл. №3 от 27.01.2007 г.), который выполнен как погружной скважинный насосный агрегат для добычи нефти, включающий в себя погружной скважинный насос, средства для фильтрации перекачиваемой жидкости, по меньшей мере, от частиц мехпримесей, расположенные перед приемом насоса по ходу движения перекачиваемой жидкости, предохранительный клапан, выполненный с возможностью соединения с затрубным пространством полости насосного агрегата, находящейся за средствами для фильтрации по ходу движения перекачиваемой жидкости, при повышении давления в затрубном пространстве выше заданного значения, при этом он снабжен обратным клапаном, расположенным за насосом по ходу движения перекачиваемой жидкости и предназначенным для ограничения расхода жидкости, перетекающей из колонны насосно-компрессорных труб в полость насоса при его остановке, а также он содержит средства для обеспечения движения потока перекачиваемой жидкости на прием насоса через средства для фильтрации, средства для обеспечения движения потока включают в себя полый цилиндрический кожух, выполненный с возможностью размещения внутри него погружного электродвигателя насосного агрегата таким образом, что обеспечивается возможность движения потока перекачиваемой жидкости через зазор между кожухом и электродвигателем, средства для, по существу, герметичного закрепления верхнего конца кожуха выше приемного отверстия насоса перед спуском насосного агрегата в скважину и полый цилиндрический хвостовик, выполненный с возможностью закрепления со стороны нижнего открытого конца кожуха с обеспечением движения потока пластовой жидкости через нижний конец хвостовика, на котором выполнен приемный узел насосного агрегата, включающий в себя, по меньшей мере, один фильтр, и предохранительный клапан.
Недостатками данного устройства являются невозможность закачки реагентов (особенно абразивных и химически агрессивных), так как дросселирующее отверстие в клапане имеет маленькое сечение и не обеспечивает сильный поток жидкости, при этом этот поток должен пройти через насос, а также снижение коэффициента полезного действия (КПД) насоса особенно в скважинах с продуктивными пластами, расположенными на глубине больше 1000 метров, наличие дросселирующего отверстия в обратном клапане создает постоянное обратное противодавление, которое усиливает внутренние потери в насосах, а после остановки насосу необходимо заполнять жидкостью колонну труб, из которой сливается жидкость для очистки фильтра.
Наиболее близким по технической сущности является погружной насос с очищаемым в скважине фильтром (патент RU № 2415253, Е21В 43/00, Е21В 37/08, Е21В 34/06, опубл. Бюл. №3 от 27.01.2007 г.), включающий в себя спускаемый на колонне труб погружной скважинный насос, который размещен в полом цилиндрическом кожухе, герметично и жестко зафиксированном сверху и обеспечивающем возможность движения потока перекачиваемой жидкости через зазор между кожухом и насосом, полый цилиндрический хвостовик, закрепленный со стороны нижнего открытого конца кожуха и снабженный в нижней части фильтром, и обратный клапан, расположенный за насосом по ходу движения перекачиваемой жидкости, причем кожух выполнен сообщенным с внутренним пространством колонны труб выше обратного клапана, пропускающего снизу вверх, и снабжен подпружиненным регулируемым клапаном, перекрывающим переток жидкости в кожухе между приемным отверстием насоса и сообщением с внутренним пространством трубы и удерживающим давление в колонне труб, возникающее под действием работы насоса.
Недостатком данного насоса является узкая область применения, так как он не предназначен для работы с установками, снабженными пакером  выше продуктивного пласта (таких скважин большинство на месторождениях Республики Татарстан – РТ), из-за закачки невозможности жидкости в подпакерное пространство и промывки подпакерного пространства при наличии реагентов или абразивных веществ, входящих в прокачиваемую жидкость.
Технической задачей предлагаемого изобретения является создание погружного насоса с обводным каналом для закачки жидкости, позволяющего производить закачку жидкости в пласт через колонну труб без извлечения насоса с промывкой призабойной зоны за счет установки выше продуктивного пласта пакера на хвостовике, оснащенного обводным каналом с перепускным подпружиненным клапаном, открывающимся только при избыточном давлении в подпакерном пространстве при закачке жидкости через обводной канал.
Техническая задача решается погружным насосом с обводным каналом для закачки жидкости, включающим спускаемый на колонне труб погружной скважинный насос, который оснащен снизу хвостовиком и обводным каналом, сообщенным с хвостовиком и внутренним пространством колонны труб выше насоса и снабженным подпружиненным регулируемым клапаном, перекрывающим переток жидкости в обводном канале между хвостовиком и внутренним пространством трубы и удерживающим давление в колонне труб, возникающее под действием работы насоса.
Новым является то, что хвостовик оснащен снаружи пакером, устанавливаемым выше продуктивного пласта, а изнутри – переточным каналом, сообщающим надпакерное и подпакерное пространства скважины и оснащенным перепускным подпружиненным клапаном, открывающимся только при избыточном давлении в подпакерном пространстве во время закачки жидкости через обводной канал.
На чертеже изображена схема погружного насоса.
Погружной насос 1 с обводным каналом 2 для закачки жидкости включает спускаемый на колонне труб 3 погружной скважинный насос 1, который оснащен снизу хвостовиком 4 и обводным каналом 2, сообщенным с хвостовиком 4 и внутренним пространством колонны труб 3 выше насоса 1 и снабженным подпружиненным регулируемым клапаном 5, перекрывающим переток жидкости в обводном канале 2 между хвостовиком 4 и внутренним пространством трубы 3 и удерживающим давление в колонне труб 3, возникающее под действием работы насоса 1. Хвостовик 4 оснащен снаружи пакером 6, устанавливаемым выше продуктивного пласта 7 скважины 8, а изнутри – переточным каналом 9, сообщающим надпакерное 10 и подпакерное 11 пространства скважины 8 и оснащенным перепускным подпружиненным клапаном 12, открывающимся только при избыточном давлении в подпакерном пространстве 11 во время закачки жидкости через обводной канал 2. Насос 1 может быть использован любой известной конструкции, например, электроцентробежный насос (ЭЦН), штанговый глубинный насос (ШГН) или т.п. Пакер 1 с хвостовиком 4 может быть применен любой известной конструкции, например, см. патенты RU №№ 2105864, 56159, 101487 или т.п. Хвостовик 4 может быть дополнительно оснащен фильтром (см. патент RU № 2415253 или т.п. – не показан) или нет в зависимости от загрязнения механическими примесями продукции пласта 7.
Конструктивные элементы и технологические соединения, не влияющие на работоспособность насоса 1, на чертеже не показаны или показаны условно.
Перепускной насос работает следующим образом.
Предварительно определяют интервал (глубина) скважины 8, в котором будет установлен насос 1 и давление в пласте 7. Исходя из этого, рассчитывают давление, которое будет создавать насос 1 для подъема жидкости из скважины 8 на дневную поверхность (не показана). После чего производят регулировку клапана 5 для удержания данного давления, создаваемого насосом 1 в колонне труб 3, с запасом 5-10% (+5-10%), для чего упором 13 поджимают пружину 14 (например, винтом - не показан), и регулировку перепускного клапана 12 для удержания данного давления, создаваемого пластом 7 в хвостовике 4, с запасом 3-7% (+3-7%), для чего упором 15 поджимают пружину 16 (например, соответствующим винтом - не показан). При необходимости для определения давления, которое удерживают клапан 5 и перепускной клапан 12, производят испытание их на стенде с последующей соответствующей регулировкой.
После сборки насоса 1 с обводным каналом 2 и хвостовиком 4, оснащенным пакером 6 и перепускным каналом 9, его на колонне труб 3 спускают в скважину 8 в интервал установки. После чего устанавливают пакер 6 выше пласта 7.
Пакер 6 разделяет внутренне пространство скважины 8 на надпакерное 10 и подпакерное 11 пространства.
Если применяют вставной насос 1, то сначала спускают хвостовик 4 с замком (не показан) вверху и устанавливают пакер 6 выше пласта 7. Потом спускают насос 1 с ниппелем (не показан) внизу для герметичного взаимодействия с замком хвостовика 4.
После запуска с устья в работу насоса 1 (ЭЦН – по кабелю - не показан, ШГН – приведением приданием возвратно-поступательного движения штангам с плунжером – не показаны, или т.п.) продукция пласта 7 через хвостовик 4 под действием насоса 1 по колонне труб 3 поднимается на дневную поверхность (не показана). При этом клапаны 5 и 12 находятся в закрытом состоянии.
Во время работы насоса 1 в подпакерном пространстве 11 создаётся разряжение, которое способствует выделению из продукции пласта 7 газа, скапливающегося под пакером 6. Это приводит к его накоплению под пакером 6 прорыву через хвостовик 4 на вход насоса 1, снижая его коэффициент полезного действия (КПД), а ЭЦН при отсутствии жидкости может выйти из строя. Также газ из-за своей сжимаемости снижает эффективность работы насоса 1 в виде ШГН, так как работает периодически, а газ затрудняет приток продукции в подпакерное пространство 11 из пласта 7. Также может осуществляться засорение фильтра (при наличии) хвостовика 4.
При длительной эксплуатации насосом 1 у пласта 7 могут меняться фильтрационные свойства, прорываться их него вода ко входу насоса 1 и/или снижаться продуктивность (например, нефти). Тогда для повышения рентабельности добычи продукции из пласта 7 необходимо провести ряд мероприятий по увеличению нефтеотдачи (МУН) пласта 7 закачкой соответствующих регентов (кислотных составов, кольматирующих составов и/или т.п.). Объем необходимого реагента для закачки в пласт 7 определяют технологи для проведения МУН (авторы на это не претендуют)
Для выдавливания газа из подпакерного пространства 11 или промывки фильтра хвостовика 4 насос 1 останавливают, открывают напакерное пространство 10 на устье, а в колонне труб 3 закачкой жидкости создают избыточное давление (например, устьевым насосом - не показан), превосходящее величину запаса клапанов 5 и 12 по давлению, которое в интервале установки насоса 1 будет достаточно для сжатия пружин 14 и 16 открытия соответствующих клапанов 5 и 12, обеспечивая циркуляцию жидкости из колонны труб 3 через обводной канал 2, хвостовик 4, подпакерное пространство 11 и переточный канал 9 в надпакерное пространство 10 и далее на поверхность. При этом газ выносится из подпакерного пространства 11 и/или очищается фильтр хвостовика 4.
Для закачки реагентов в пласт 7 насос 1 останавливают, напакерное пространство 10 на устье оставляют закрытым, а в колонне труб 3 закачкой реагента создают избыточное давление (например, устьевым насосом - не показан), превосходящее величину запаса клапана 5 по давлению, которое в интервале установки насоса 1 будет достаточно для сжатия пружин 14 открытия клапана 5, обеспечивая закачку необходимого объема реагента в пласт 7 с использованием необходимого объема продавочной жидкости (пресной воды, минеральной воды, технической воды или т.п.), выбираемой технологами, проводящими МУН. После технологической выдержки, достаточной для воздействия реагента на пласт 7 открывают надпакерное пространство 10 на устье, а в колонне труб 3 закачкой жидкости создают избыточное давление (например, устьевым насосом - не показан), превосходящее величину запаса клапанов 5 и 12 по давлению, которое в интервале установки насоса 1 будет достаточно для сжатия пружин 14 и 16 открытия соответствующих клапанов 5 и 12, обеспечивая циркуляцию жидкости в объеме не менее объема скважины 8 от продуктивного пласта 7 до устья скважины 8 из колонны труб 3 через обводной канал 2, хвостовик 4, подпакерное пространство 11 и переточный канал 9 в надпакерное пространство 10 и далее на поверхность. При этом происходит вымывание остаточных реагентов из подпакерного пространства 11 и исключения попадания их на вход насоса 1, так как это может привести к выходу из строя насоса 1 при его включении.
По завершению операций по циркуляции жидкости устьевой насос отсоединяют от колонны труб 3, перекрывают на устье надпакерное пространство 10 и запускают насос 1 в работу, эксплуатируя продуктивный пласт 7 скважины 8 в обычном режиме.
Предлагаемый погружной насос с обводным каналом для закачки жидкости позволяет дополнительно производить закачку жидкости в пласт через колонну труб без извлечения насоса с промывкой призабойной зоны за счет установки выше продуктивного пласта пакера на хвостовике, оснащенного обводным каналом с перепускным подпружиненным клапаном, открывающимся только при избыточном давлении в подпакерном пространстве при закачке жидкости через обводной канал.