Способ одновременно-раздельной добычи нефти из пластов одной скважины с погружной насосной установкой (варианты)

Способ одновременно-раздельной добычи нефти из пластов одной скважины с погружной насосной установкой (варианты)

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к технологии и технике добычи углеводородов и предназначено для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ), по меньшей мере, двух пластов одной скважины, оснащенной погружной насосной установкой и пакером, без или с возможностью изоляции (ниже или выше, или между эксплуатируемыми пластами) интервала негерметичности эксплуатационной колонны или же одного или нескольких обводненных и/или выработанных неэксплуатируемых пластов.

Известна технология и скважинная установка для раздельной эксплуатации двух горизонтов (А.П.Силаш. Добыча и транспорт нефти и газа. Москва, «Недра», 1980, см. рис.4.1-105, стр.364), включающая спуск в скважину на колонне труб, по меньшей мере, одного пакера, расположенного между двумя пластами, центробежного электронасоса и штангового насоса.

Известна технология и скважинная установка для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной (патент РФ на изобретения №2262586, Е21В 43/12, 34/06, 2005, бюл. №29), включающая спуск в скважину на колонне труб погружной насосной установки и пакера, без или с разъединителем, телескопическим соединением и скважинных камер со съемными клапанами.

Известна технология и насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине (патент РФ на изобретение 2291953, Е21В 43/14, F04B 47/00, бюл. № 2, 2007), содержащая 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, причем нижний кожух электропогружного насоса снабжен узлом герметизации кабеля и сообщен снизу с подпакерным пространством через хвостовик, который 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, при этом выход электропогружного насоса сообщен с верхним кожухом, который сверху сообщен с колонной лифтовых труб и снабжен боковым каналом, причем 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.

Эти технологии и установки имеют ограниченную область применения, в частности не предусматривают эксплуатации пластов одной скважины двумя погружными электроцентробежными насосными установками, без или с возможностью изоляции (ниже или выше, или между эксплуатируемыми пластами) интервала негерметичности эксплуатационной колонны или же одного или нескольких обводненных и/или выработанных пластов, а также добычу флюида из двух пластов одним погружным центробежным насосом с возможностью отключения и включения с поверхности скважины одного (нижнего или верхнего) пласта при исследовании параметров другого (соответственно верхнего или нижнего) пласта.

Целью изобретения является повышение эффективности технологии одновременно-раздельной добычи (ОРД) флюида, по меньшей мере, из двух пластов одной скважины, оснащенной, по меньшей мере, одним погружным насосом с пакером или без него, без или с возможностью изоляции (ниже или выше, или между эксплуатируемыми пластами) негерметичного интервала или же одного или нескольких обводненных и/или выработанных неэксплуатируемых пластов.

Технологический результат при реализации предлагаемого способа достигается за счет исследования и регулирования параметров работы, по крайне мере, одного пласта.

Технический результат при реализации ОРД достигается за счет оснащения скважины скважинным оборудованием, позволяющим отдельно учитывать параметры работы, по крайне мере, одного пласта, в частности замерять дебит нефти, воды и газа при одном или нескольких различных значениях забойного давления.

Технология ОРД включает спуск в скважину одной или концентрично двух колонн труб, пакера, расположенного между двумя пластами и двух искусственных лифтов, причем нижний из них, предназначенный для добычи флюида из нижнего пласта, спущен на внешней колонне труб и выполнен электропогружным, состоящим, в основном, из насоса с входным модулем и погружного электродвигателя с силовым кабелем.

При этом цель изобретения достигается за счет следующих решений.

Вариант 1. Подбирают нижний электропогружной насос с рабочими параметрами в соответствии с дебитом нижнего пласта, спускают его в скважину ниже пакера с кабельным вводом и располагают на глубине выше, ниже или на уровне нижнего пласта для добычи из него флюида по кольцевому пространству, образующемуся между двумя колонными труб. Выше электропогружного насоса устанавливают устройство перекрестного течения, выполненное с эксцентричными каналами для подъема (извлечения, откачки, нагнетания, транспортировки, перепуска, притока) флюида нижнего пласта и перекрестным каналом с осевым выходом для притока (поступления) флюида верхнего пласта. Подбирают верхний искусственный лифт с рабочими параметрами в соответствии с дебитом верхнего пласта, причем спускают его отдельно во внешнюю колонну труб выше устройства перекрестного течения на внутренней колонне труб и располагают на глубине выше, ниже или на уровне верхнего пласта для добычи из него флюида по внутренней колонне труб. В свою очередь верхний искусственный лифт оснащают либо герметизирующим кожухом с кабельным вводом, либо хвостовиком, каждый из которых имеет нижний уплотняющий полый шток, размещенный герметично в осевом выходе перекрестного канала для разделения потоков флюида нижнего и верхнего пластов. В зависимости от условий эксплуатации скважины погружную насосную установку дополнительно оснащают одним или несколькими из элементов - перепускным каналом с обратным клапаном для стравливания свободного газа из-под пакера, сепаратором газа, расположенным над пакером, струйным аппаратом с приемной камерой, расположенной под пакером, дополнительным герметизирующим кожухом с кабельным вводом для нижнего электропогружного насоса, изменяющим направления потока флюида нижнего пласта, устройством глушения, расположенным над и/или под пакером, измерительной системой, центратором, дополнительным пакером, расположенным ниже или выше, или между эксплуатируемыми пластами для изоляции интервала негерметичности эксплуатационной колонны или же одного или нескольких обводненных и/или выработанных пластов, разъединителем колонны над дополнительным пакером, расположенным ниже пластов, скважинной камерой со съемным клапаном, глухой пробкой, стабилизатором уровня жидкости или регулятором давления газа. Для эксплуатации скважины (нижний) электропогружной насос и верхний искусственный лифт запускают в работу одновременно или последовательно, или периодически для раздельной добычи флюида из пластов по разным колоннам труб с возможностью дальнейшего учета их дебитов на поверхности скважины.

В качестве верхнего искусственного лифта используют:

Либо электропогружной насос - центробежный или винтовой, или диафрагменный насос с электроприводом, при этом управляют каждым из погружных электродвигателей либо через индивидуальный силовой кабель, каждый из которых на поверхности присоединяют к индивидуальной или общей станции управления, причем каждый электропогружной насос оснащают системой погружной телеметрии для исследования параметров пластов и регулирования режимов его работы, а (нижний) электропогружной насос, расположенный под пакером, оснащают газодиспергирующими ступенями.

Либо штанговый насос - плунжерный или винтовой.

Либо гидроприводной насос - струйный или гидропоршневой, или винтовой, или гидроштанговый, или гидроимульсный.

Либо непрерывный или периодический газлифт (компрессорный, бескомпрессорный, внутрискважинный, естественный, фонтанный способ как разновидность естественного газлифта).

Вариант 2. Подбирают электропогружной насос с рабочими параметрами в соответствии с дебитом нижнего пласта, спускают его в скважину ниже пакеров с кабельным вводом и располагают на глубине выше, ниже или на уровне нижнего пласта для добычи из нее флюида по кольцевому пространству, образующемуся между колоннами труб или колонной труб и стволом скважины. Подбирают верхний искусственный лифт с рабочими параметрами в соответствии с дебитом верхнего пласта, причем устанавливают его выше пакеров и выше верхнего пласта для добычи из него флюида по колонне труб. Под верхним искусственным лифтом устанавливают устройство перекрестного течения, выполненное с эксцентричными каналами для притока флюида верхнего пласта и перекрестным каналом с осевым входом и уплотняющим хвостовиком (расположенным снизу устройства перекрестного течения) для подъема (пропуска) флюида нижнего пласта. При этом нижний погружной насос и верхний искусственный лифт спускают в скважину либо одновременно на одной колонне труб, либо раздельно на двух - внешней и внутренней - колоннах труб, либо же спускают нижний электропогружной насос с верхним искусственным лифтом на одной колонне труб, а после этого снаружи ее спускают колонну труб большего диаметра для направления по кольцевому пространству пластового флюида нижнего пласта. Причем верхний искусственный лифт снаружи оснащают либо герметизирующим кожухом с кабельным вводом, состоящим из одной или нескольких секций и соединенным с колонной труб или насосом через переходник или фланец, либо его отдельно спускают во внешнюю колонну труб выше устройства перекрестного течения на внутренней колонне труб. Колонну труб между пакерами оснащают циркуляционным устройством (отверстием в трубе или перфорированной трубой, или перепускным клапаном) для притока пластового флюида (верхнего пласта). В зависимости от условий эксплуатации скважины, погружную насосную установку дополнительно оснащают одним или несколькими из элементов - перепускным каналом с обратным клапаном для стравливания свободного газа из-под пакера, сепаратором газа, струйным аппаратом, вертлюгом, дополнительным кожухом для направления потока флюида нижнего пласта, устройством глушения, измерительной системой, центратором, дополнительным пакером для изоляции интервала негерметичности эксплуатационной колонны или же одного или нескольких обводненных и/или выработанных пластов, разъединителем колонны над дополнительным пакером, расположенным ниже эксплуатируемых пластов, скважинной камерой со съемным клапаном, глухой пробкой, стабилизатором уровня жидкости или регулятором давления газа. Электропогружной насос и верхний искусственный лифт запускают в работу одновременно или последовательно, или периодически для раздельной добычи флюида из соответствующих пластов по кольцевому пространству и колонне труб с возможностью дальнейшего учета их дебитов на поверхности скважины.

В качестве верхнего искусственного лифта используют:

Либо электропогружной насос - центробежный или винтовой, или диафрагменный насос с электроприводом, при этом управляют каждым из погружных электродвигателей либо через индивидуальный силовой кабель, каждый из которых на поверхности присоединяют к индивидуальной или общей станции управления, причем каждый электропогружной насос оснащают системой погружной телеметрии для исследования параметров пластов и регулирования режимов его работы, а (нижний) электропогружной насос, расположенный под пакером, оснащают газодиспергирующими ступенями.

Либо штанговый насос - плунжерный или винтовой.

Либо гидроприводной насос - струйный или гидропоршневой, или винтовой, или гидроштанговый, или гидроимульсный.

Либо непрерывный или периодический газлифт.

Вариант 3. Подбирают электропогружной насос с рабочими параметрами в соответствии с дебитом нижнего пласта, спускают его в скважину ниже или выше пакера и располагают на глубине выше, ниже или на уровне нижнего пласта. Нагнетают (поднимают, перекачивают) этим насосом флюид нижнего пласта на прием верхнего искусственного лифта. Для управляемого притока флюида верхнего пласта выше электропогружного насоса устанавливают (клапан отсекатель) перепускной клапан, закрывающийся при достижении заданного на нем перепада давления (повышение давления до него или понижение давлении после него) или обратный подпружиненный или свободный клапан, размещенный в скважинной камере, либо в канале перепускного устройства, либо в перекрестном канале устройства перекрестного течения, сообщающим верхний пласт с приемом верхнего искусственного лифта. Подбирают верхний искусственный лифт с рабочим параметром в соответствии с суммарным дебитом верхнего и нижнего пластов, спускают его выше клапана для управляемого притока флюида верхнего пласта и располагают на глубине выше, ниже или на уровне верхнего пласта (для добычи флюида одновременно из нижнего и верхнего пластов). Верхний искусственный лифт спускают в скважину с герметизирующим кожухом с кабельным вводом, состоящим из одной или нескольких секций и соединенным с колонной труб или с насосом через переходник или фланец. В зависимости от условий эксплуатации скважины погружную насосную установку дополнительно оснащают одним или несколькими из элементов - перепускным каналом с обратным клапаном для стравливания свободного газа из-под пакера, кабельным вводом для пакера, сепаратором газа, расположенным над пакером, струйным аппаратом, устройством глушения, измерительной системой, центратором, вертлюгом, дополнительным кожухом для нижнего электропогружного насоса, дополнительным пакером для изоляции интервала негерметичности эксплуатационной колонны или же одного или нескольких обводненных и/или выработанных пластов, разъединителем колонны, дополнительной скважинной камерой со съемным клапаном, глухой пробкой, стабилизатором уровня жидкости или регулятором давления газа. Электропогружной насос (нижний) запускают в работу периодически как в процессе исследования параметров, так и в процессе добычи флюида только из нижнего пласта при отсекании верхнего пласта путем закрытия перепускного или обратного клапана с повышением давления в колонне труб на его уровне, а верхний искусственный лифт запускают в основном для одновременной добычи флюида из верхнего и нижнего пластов при открытом перепускном или обратном клапане.

В качестве верхнего искусственного лифта используют:

Либо электропогружной насос - центробежный или винтовой, или диафрагменный насос с электроприводом, при этом управляют каждым из погружных электродвигателей либо через индивидуальный силовой кабель, каждый из которых на поверхности присоединяют к индивидуальной или общей станции управления, либо через один силовой кабель с количеством жил не менее 3, по которому подводят электроэнергию к двум погружным электродвигателям параллельно или последовательно, одновременно или поочередно, причем каждый электропогружной насос оснащают системой погружной телеметрии для исследования параметров пластов и регулирования режимов его работы, а (нижний) электропогружной насос, расположенный под пакером, оснащают газодиспергирующими ступенями.

Либо штанговый насос - плунжерный или винтовой.

Либо гидроприводной насос - струйный или гидропоршневой, или винтовой, или гидроштанговый, или гидроимульсный.

Либо непрерывный или периодический газлифт.

Исследуют параметры нижнего пласта (замеряют дебит нефти, газа и воды) при различных забойных давлениях выше давления насыщения устанавливаемых изменением либо частоты тока, либо устьевого давления, либо давления на выкиде верхнего искусственного лифта, либо давления на выкиде электропогружного насоса.

Вариант 4. Подбирают (нижний) электропогружной насос с рабочими параметрами в соответствии с дебитом нижнего пласта, спускают его в скважину ниже или выше пакера на колонне труб и располагают на глубине выше, ниже или на уровне нижнего пласта для добычи флюида только из одного - нижнего пласта. Выше электропогружного насоса устанавливают клапан отсекатель (регулятор, срабатывающий от трубного или затрубного давления или от перепада давления на нем) по центру колонны труб над или под пакером или устанавливают между двумя пакерами, либо две скважинные камеры, либо два перепускных клапана с заглушкой между ними, перекрывающей колонну труб для пропуска (перепуска, перетока) флюида нижнего пласта сначала через нижний из трубного в затрубное пространство, а затем через верхний из затрубного в трубное пространство и далее на прием верхнего искусственного лифта. Подбирают верхний искусственный лифт с рабочим параметром в соответствии с суммарным дебитом верхнего и нижнего пластов, спускают его выше клапана отсекателя и располагают на глубине выше, ниже или на уровне верхнего пласта для добычи флюида из нижнего и верхнего пластов, причем регулировочные характеристики клапана отсекателя подбирают с возможностью как его закрытия при отключении работы нижнего погружного насоса, для эксплуатации и исследовании параметров верхнего пласта, в пределах регулировочной зависимости верхнего искусственного лифта, так и его открытия при запуске в работу (нижнего) электропогружного насоса или же при увеличении производительности верхнего искусственного лифта над номинальным его режимом. Верхний искусственный лифт спускают в скважину с герметизирующим кожухом с кабельным вводом, состоящим из одной или нескольких секций и соединенным с колонной труб или с насосом через переходник или фланец. В зависимости от условий эксплуатации скважины погружную насосную установку дополнительно оснащают одним или несколькими из элементов - перепускным каналом с обратным клапаном для стравливания свободного газа из-под пакера, кабельным вводом для пакера, сепаратором газа, струйным аппаратом, кожухом для изменения направления потока флюида пласта, устройством глушения, измерительной системой, центратором, дополнительным пакером для изоляции интервала негерметичности эксплуатационной колонны или же одного или нескольких обводненных и/или выработанных пластов, разъединителем колонны, скважинной камерой со съемным клапаном, глухой пробкой, стабилизатором уровня жидкости, регулятором давления газа, регулятором устьевого буферного давления или преобразователем частоты тока, системой управления клапаном отсекателем. При запуске в работу (нижнего) электропогружного и верхнего искусственного лифта добывают флюид из верхнего и нижнего пластов при открытом клапане отсекателе, а нижний электропогружной насос отключают периодически как при исследовании параметров, так и при эксплуатации (только) верхнего пласта при закрытом клапане отсекателе.

В качестве верхнего искусственного лифта используют:

Либо электропогружной насос - центробежный или винтовой, или диафрагменный насос с электроприводом, при этом управляют каждым из погружных электродвигателей либо через индивидуальный силовой кабель, каждый из которых на поверхности присоединяют к индивидуальной или общей станции управления, либо через один силовой кабель с количеством жил не менее 3, по которому подводят электроэнергию к двум погружным электродвигателям параллельно или последовательно, одновременно или поочередно. Каждый электропогружной насос оснащают системой погружной телеметрии для исследования параметров пластов и регулирования режимов его работы, а (нижний) электропогружной насос, расположенный под пакером, оснащают газодиспергирующими ступенями.

Либо штанговый насос - плунжерный или винтовой.

Либо гидроприводной насос - струйный или гидропоршневой, или винтовой, или гидроштанговый, или гидроимульсный.

Либо непрерывный или периодический газлифт.

Вариант 5. Подбирают (нижний) электропогружной насос с рабочими параметрами в соответствии с дебитом нижнего пласта, спускают его в скважину ниже или выше пакера и располагают на глубине выше, ниже или на уровне нижнего пласта. Поднимают (нагнетают) с помощью его (этого электропогружного насоса) флюид нижнего пласта на прием верхнего искусственного лифта, которые проходят (пропускаются) через одно или несколько из следующих устройств (расположенных выше нижнего электропогружного насоса) - клапан отсекатель, срабатывающий от перепада давления, электроприводной клапан отсекатель, гидроприводной клапан отсекатель, перепускной клапан, клапан (регулируемый) в скважинной камере (или в устройстве перекрестного течения). Подбирают верхний искусственный лифт с рабочим параметром в соответствии с суммарным дебитом верхнего и нижнего пластов (но с возможностью добывать продукцию только верхнего пласта), спускают его выше клапана для управляемого притока флюида нижнего пласта и располагают на глубине выше, ниже или на уровне верхнего пласта. В зависимости от условий эксплуатации скважины, погружную насосную установку дополнительно оснащают одним или несколькими из элементов - перепускным каналом с обратным клапаном для стравливания свободного газа из-под пакера, кабельным вводом для пакера, сепаратором газа, расположенным над пакером, струйным аппаратом, устройством глушения, измерительной системой, центратором, кожухом для нижнего электропогружного насоса, дополнительным пакером для изоляции интервала негерметичности эксплуатационной колонны или же одного или нескольких обводненных и/или выработанных пластов, разъединителем колонны, дополнительной скважинной камерой со съемным клапаном, глухой пробкой, стабилизатором уровня жидкости или регулятором давления газа, причем электропогружной насос и верхний искусственный лифт запускают в работу одновременно для добычи флюида из верхнего и нижнего пластов при открытом управляемом клапане, установленном между ними, а при отключенном электропогружном насосе и закрытом клапане добывают верхним искусственным лифтом пластовый флюид верхнего пласта.

В качестве верхнего искусственного лифта используют либо электропогружной насос - центробежный или винтовой, или диафрагменный насос с электроприводом, либо штанговый насос - плунжерный, винтовой, либо гидроприводной насос - струйный, гидропоршневой, винтовой, гидроштанговый, гидроимульсный, либо газлифт - непрерывный, периодический.

Применяют в качестве клапана отсекателя потока (регулятора) один или несколько из следующих элементов - обратный подпружиненный клапан, клапан запорный, клапан регулирующий, автоматический регулятор давления, затвор дисковый запорный, затвор дисковый регулирующий, перепускное устройство гидравлического действия, срабатывающее от перепада давления, гидравлический клапан, управляемый от импульса давления, гидравлический клапан, управляемый с поверхности скважины через импульсные трубки, клапан с пневматическим приводом, клапан с электрическим приводом, электромагнитный клапан, управляемый через индивидуальный кабель или через силовой кабель. Подбирают регулировочные характеристики клапана отсекателя с возможностью его закрытия и перекрытия потока флюида из нижнего пласта при отключенном нижнем электропогружном насосе в пределах регулировочной зависимости верхнего искусственного лифта и открытия его при запуске нижнего электропогружного насоса, а регулировочные характеристики нижнего электропогружного насоса подбирают с возможностью подержания забойного давления на нижнем пласте на величине давления насыщения нефти газом.

Вариант 6. Подбирают нижний электропогружной насос с рабочими параметрами в соответствии с дебитом нижнего пласта, спускают его в скважину ниже или выше пакера на колонне труб и располагают на глубине выше, ниже или на уровне нижнего пласта. Выше электропогружного насоса и пакера, но ниже верхнего пласта устанавливают дополнительный пакер, образовывая при этом в межпакерном пространстве приемную камеру для накопления флюида. Над дополнительным пакером или внутри его размещают устройство перекрестного течения, выполненное с эксцентричными каналами для пропуска на поверхность пластового флюида (нижнего и верхнего, а при наличии и среднего пластов) и с перекрестным каналом, оснащенным обратным клапаном и сообщающим полости за колонной труб над и под дополнительным пакером (верхнего пласта с приемом верхнего искусственного лифта). Подбирают верхний искусственный лифт с рабочим параметрами в соответствии с суммарным дебитом пластов (нижнего и верхнего, и среднего при его наличии), спускают его ниже устройства перекрестного течения и располагают между пакерами. В зависимости от условий эксплуатации скважины погружную насосную установку дополнительно оснащают одним или несколькими из элементов - перепускным каналом с обратным клапаном для стравливания свободного газа из-под пакера (нижнего или дополнительного), кабельным вводом для пакера (нижнего или дополнительного), сепаратором газа, струйным аппаратом, устройством глушения, измерительной системой (без или с расходомерами), центратором, разъединителем колонны, скважинной камерой со съемным клапаном, глухой пробкой, стабилизатором уровня жидкости или регулятором давления газа, расходомером. Нижний электропогружной насос запускают в работу периодически как в процессе исследовании параметров, так и в процессе добычи флюида из нижнего пласта при отсекании верхнего пласта путем закрытия обратного клапана в устройстве перекрестного течения с повышением давления в колонне труб, а верхний искусственный лифт запускают при одновременной добыче флюида из всех (верхнего и нижнего) пластов при открытым обратном клапане.

В качестве верхнего искусственного лифта используют:

Либо электропогружной насос - центробежный или винтовой, или диафрагменный насос с электроприводом (при этом управляют каждым из погружных электродвигателей либо через индивидуальный силовой кабель, каждый из которых на поверхности присоединяют к индивидуальной или общей станции управления, причем каждый электропогружной насос оснащают системой погружной телеметрии для исследования параметров пластов и регулирования режимов его работы, а нижний электропогружной насос, расположенный под пакером, оснащают газодиспергирующими ступенями).

Либо штанговый насос - плунжерный или винтовой.

Либо гидроприводной насос - струйный или гидропоршневой, или винтовой, или гидроштанговый, или гидроимульсный.

Либо непрерывный или периодический газлифт.

Технологию по данному способу также можно использовать для добычи трудноизвлекаемых флюидов, например вязкой нефти, при этом ее реализация возможна и без установки пакера между пластами с одной или двух концентричных или эксцентричных колонн труб и двух искусственных лифтов, причем нижний из них спущен на колонне труб и выполнен электропогружным, состоящим, в основном, из насоса с входным модулем и погружного электродвигателя с силовым кабелем.

При этом цель изобретения достигается за счет следующих решений.

Вариант 7. Спускают нижний электропогружной насос в скважину ниже пласта с трудноизвлекаемым (вязким, осложняющим извлечение верхним искусственным лифтом) флюидом, откачивают (верхним искусственным лифтом) обычный (нормальный) флюид (невязкую продукцию), обеспечивая при этом поступление трудноизвлекаемого флюида (вязкой нефти) в колонну труб (подъемник) на заданной глубине над нижним электропогружным насосом, а после подъема (поступления) их на прием верхнего искусственного лифта (дополнительного верхнего погружного насоса), отключают последний и запускают в работу нижний электропогружной насос, вытесняя при этом из колонны труб (подъемника, НКТ) на поверхность трудноизвлекаемый флюид (вязкую нефть) обычным (невязкими) флюидом, поступающим либо в виде попутной воды из верхнего пласта (с вязкой нефтью), либо в виде обычного (невязкого пластового высокообводненного) флюида из (другого) нижерасположенного пласта, при этом полость колонны труб (подъемника, НКТ) изолируют от пласта с трудноизвлекаемым флюидом (вязкой нефтью) обратным клапаном (установленным в ниппеле или в скважинной камере). При этом нижний погружной насос и верхний искусственный лифт спускают в скважину одновременно на одной колонне труб или раздельно на двух - внешней (для нижнего электропогружного насоса) и внутренней - колоннах труб (для верхнего искусственного лифта). В зависимости от условий эксплуатации скважины погружную насосную установку дополнительно оснащают одним или несколькими из элементов - пакером, устройством для переключения приема верхнего искусственного лифта с внешней колонны на кольцевое пространство между внешней и внутренней колоннами, устройством перекрестного течения, перепускным каналом с обратным клапаном для стравливания свободного газа из-под пакера, сепаратором газа, струйным аппаратом, кожухом для направления потока флюида, устройством глушения, измерительной системой, центратором, дополнительным пакером для изоляции интервала негерметичности эксплуатационной колонны или же одного или нескольких обводненных и/или выработанных пластов, разъединителем колонны над дополнительным пакером, расположенным ниже эксплуатируемых пластов, скважинной камерой со съемным клапаном, глухой пробкой, стабилизатором уровня жидкости или регулятором давления газа. Причем нижний электропогружной насос и верхний искусственный лифт запускают в работу поочередно (с заданными периодами их работы и отключения).

В качестве верхнего искусственного лифта используют:

Либо электропогружной насос - центробежный или винтовой, или диафрагменный насос с электроприводом (при этом управляют каждым из погружных электродвигателей либо через индивидуальный силовой кабель, каждый из которых на поверхности присоединяют к индивидуальной или общей станции управления, причем каждый электропогружной насос оснащают системой погружной телеметрии для исследования параметров пластов и регулирования режимов его работы, а нижний электропогружной насос, расположенный под пакером, оснащают газодиспергирующими ступенями).

Либо штанговый насос - плунжерный или винтовой.

Либо гидроприводной насос - струйный или гидропоршневой, или винтовой, или гидроштанговый, или гидроимульсный.

Либо непрерывный, периодический газлифт.

Вариант 8. Спускают электропогружной насос в скважину ниже пласта с трудноизвлекаемым (вязким) флюидом, соединяют одну (первую) из колонн с приемом верхнего искусственного лифта и откачивают из нее обычный (нормальный) флюид (невязкую продукцию) верхним искусственным лифтом, обеспечивая при этом поступление трудноизвлекаемого флюида (вязкой нефти) в эту (первую) колонну на заданной глубине над нижним электропогружным насосом, а после поступления его на прием верхнего искусственного лифта (дополнительного электропогружного насоса) отключают прием последнего от этой (первой) колонны и переключают его на другую (вторую) колонну, одновременно с этим соединяют с первой колонной выкид нижнего электропогружного насоса, вытесняя при этом из нее на поверхность трудноизвлекаемый флюид (вязкую нефть) обычным (невязким) флюидом, поступающим либо в виде попутной воды из пласта с трудноизвлекаемым флюидом (вязкой нефтью), либо в виде обычного (невязкого пластового) флюида из другого нижерасположенного пласта, либо из полости другой (второй) колонны, используемой в этот момент для накопления трудноизвлекаемого флюида. В зависимости от условий эксплуатации скважины погружную насосную установку дополнительно оснащают одним или несколькими из элементов - пакером, устройством для переключения приема верхнего искусственного лифта с одной колонны на другую, устройством для переключения приема нижнего электропогружного насоса с одной колонны на другую колонну труб, устройством для переключения выкида нижнего электропогружного насоса с одной колонны на другую, устройством перекрестного течения, перепускным каналом с обратным клапаном для стравливания свободного газа из-под пакера, сепаратором газа, струйным аппаратом, дополнительном кожухом для направления потока флюида, устройством глушения, измерительной системой, центратором, дополнительным пакером для изоляции интервала негерметичности эксплуатационной колонны или же одного или нескольких обводненных и/или выработанных пластов, разъединителем колонны над дополнительным пакером, расположенным ниже эксплуатируемых пластов, скважинной камерой со съемным клапаном, глухой пробкой, стабилизатором уровня жидкости или регулятором давления газа. Причем нижний электропогружной насос либо запускают периодически, по мере накопления в одной из колонн труб трудноизвлекаемого флюида, либо его эксплуатируют непрерывно, переключая поочередно его выкид с первой колонны на вторую колонну труб с одновременным переключением (соединением) приема верхнего искусственного лифта и/или приема нижнего погружного насоса соответственно со второй колонны на первую. Затем процесс повторяется путем поочередного использования колонн труб для накопления трудноизвлекаемого флюида и последующего его вытеснения обычным флюидом (водой, обводненной продукцией).

В качестве верхнего искусственного лифта используют:

Либо электропогружной насос - центробежный или винтовой, или диафрагменный насос с электроприводом, при этом управляют каждым из погружных электродвигателей либо через индивидуальный силовой кабель, каждый из которых на поверхности присоединяют к индивидуальной или общей станции управления, либо через один силовой кабель с количеством жил не менее 3, по которому подводят электроэнергию к двум погружным электродвигателям параллельно или последовательно, одновременно или поочередно, причем каждый электропогружной насос оснащают системой погружной телеметрии для исследования параметров пластов и регулирования режимов его работы, а нижний электропогружной насос, расположенный под пакером, оснащают газодиспергирующими ступенями.

Либо штанговый насос - плунжерный или винтовой.

Либо гидроприводной насос - струйный или гидропоршневой, или винтовой, или гидроштанговый, или гидроимульсный.

Либо непрерывный или периодический газлифт.

Реализации способа ОРД в зависимости от характеристик и параметров скважин могут быть осуществлены с помощью установок в разных исполнениях, приведенных на фиг.1-16. На фиг.1-4 показаны установки для раздельной добычи флюида из пластов по разным колоннам труб; на фиг.5 - установка для раздельной добычи флюида из пластов по затрубному пространству и колонне труб; на фиг.6-10 - установки для добычи флюида из пластов по одной колонне труб с верхним лифтом, имеющим либо хвостовик, либо кожух; на фиг.11-12 установки для добычи флюида из пластов по одной колонне труб без кожуха на верхнем насосе; на фиг.13 - установки для добычи флюида из двух пластов с приемной накопительной камерой; на фиг.14 - установки для добычи флюида из трех пластов с приемной накопительной камерой по одной колонне труб и без кожуха; на фиг.15-16 - установки для добычи флюида из двух пластов, причем из верхнего добывают трудноизвлекаемый - высоковязкий флюид по двум концентрически спущенным колоннам труб; на фиг.17-18 - установки для добычи флюида из двух пластов, причем из верхнего добывают трудноизвлекаемый - высоковязкий флюид по двум эксцентрически спущенным колоннам труб двумя погружными насосами; на фиг.19 - установки для добычи флюида из двух пластов, причем из верхнего добывают трудноизвлекаемый - высоковязкий флюид по двум эксцентрически спущенным колоннам труб одним нижним электропогружным и двумя верхними искусственными лифтами - погружными насосами.

Технология ОРД реализуется с помощью установки, приведенной на фиг.1-14, и включает в себя спуск в скважину эксплуатационной колонны 1 одной 2 или концентрично двух 2 и 3 колонн труб, по меньшей мере, одного пакера 4 и электропогружного насоса (ЭПН), состоящего, в основном, из насоса 5 с входным модулем 6 и погружного электродвигателя 7 с силовым кабелем 8. ЭПН также включает в себя гидрозащиту 9 и систему погружной телеметрии 10.

Реализации способа ОРД осуществляется в с