Насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине

Насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам для эксплуатации двух пластов в скважине.

Известна скважинная штанговая насосная установка для одновременной эксплуатации двух пластов в скважине, содержащая колонну лифтовых труб, колонну штанг, пакер, хвостовик и дифференциальный насос. Причем всасывающий и нагнетательный клапаны верхней секции насоса установлены сбоку от цилиндра, а между ними размещен самоуплотняющийся пакер (Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений / Р.А.Максутов, Б.Е.Доброскок, Ю.В.Зайцев. - М.: Недра, 1974. - С.89, рис.54).

Наиболее близкой по технической сущности к предлагаемой установке является насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, 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. При этом 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. Верхний насос выполнен штанговым, колонна штанг которого выполнена полой и герметично соединена с плунжером штангового насоса, причем прием этого насоса посредством бокового канала сообщен с надпакерным пространством (патент РФ №2291953, МПК Е21В 43/14, опубл. 20.01.2007 г.).

Недостатком установки являются: трудоемкость монтажа на скважине, громоздкость оборудования (наличие верхнего и нижнего кожуха). Кроме этого в данном техническом решении возможен перегрев и выход из строя погружного электроцентробежного насоса, размещенного в кожухе, что сокращает межремонтный период скважины.

Технической задачей предлагаемого изобретения является упрощение конструкции насосной установки для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине и повышение надежности работы установки за счет погружения нижнего (электропогружного насоса) под динамический уровень.

Техническая задача решается насосной установкой для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, содержащей колонну лифтовых труб, кабель, пакер, перепускное устройство, размещенное выше пакера, а также нижний электропогружной насос и верхний штанговый насос, заключенный в кожух. Согласно изобретению, пакер снабжен узлом герметизации кабеля и разъемной муфтой, а нижний насос размещен в подпакерном пространстве, при этом выход нижнего насоса через пакер сообщен с кожухом верхнего насоса межнасосной колонной труб, на которой ниже пакера размещено перепускное устройство.

Отличительными признаками изобретения являются:

- пакер оборудован герметизирующим устройством кабеля;

- пакер оборудован разъемной муфтой;

- размещение нижнего насоса (электропогружного) в подпакерном пространстве скважины;

- нижний (электропогружной) насос связан с кожухом верхнего насоса (штангового) межнасосной колонной труб, которая состоит из надпакерной и подпакерной части;

- перепускное устройство размещено в межнасосной колонне насосно-компрессорных труб ниже пакера;

- нижний (электропогружной) насос имеет погружение под динамический уровень.

На чертеже представлена принципиальная схема скважинной насосной установки для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине.

Насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине 19 содержит колонну лифтовых труб 1, кабель 2, пакер 3, межнасосную колонну труб 4, которая состоит из надпакерной и подпакерной части, верхний насос 5, нижний насос 6. Верхний насос 5 выполнен штанговым, при этом колонна штанг 14 соединена с плунжером 15.

Верхний насос заключен в кожух 7, который имеет боковой канал 13 для сообщения приема верхнего насоса 5 с надпакерным пространством 16 и верхним пластом 17. Верх кожуха верхнего насоса соединен с колонной лифтовых труб 1, а низ кожуха надпакерной частью межнасосной колонны труб 4 через разъемную муфту соединен с верхней частью пакера 3, который имеет канал для гидравлической связи надпакерного 16 и подпакерного 11 пространства скважины. Пакер 3 снабжен узлом герметизации 10 кабеля 2 и соединен снизу посредством подпакерной части межнасосной колонны труб 4, с выходом нижнего насоса 6. Насос 6 для откачки продукции нижнего пласта 9 выполнен электропогружным. Подпакерная часть межнасосной колонны труб 4, ниже пакера 3 оснащена перепускным устройством 12, для двухстороннего перепуска жидкости через себя. Под электропогружным насосом 6 установлен датчик давления 18 с возможностью передачи информации по кабелю 2 электропогружного насоса 6.

Насосная установка работает следующим образом.

Насос 6 для откачки продукции нижнего пласта подпакерной частью межнасосной колонны труб 4 соединяют с перепускным устройством 12 и пакером 3.

Пакер 3, оснащенный муфтой разъемной 8 для разъединения надпакерной части межнасосной колонны труб 4 при возникновении осложнений, соединяют надпакерной частью межнасосной колонны труб 4 с кожухом 7 верхнего насоса. Кожух 7 верхнего насоса 5 соединяют с колонной лифтовых труб 1 и насосную установку спускают до места установки пакера 3 в скважине 19 между вскрытыми продуктивными верхним 17 и нижним 9 пластами без плунжера 15.

Затем в колонну лифтовых труб спускают колонну штанг 14 с плунжером 15 до его входа в цилиндр штангового насоса 5. Колонну штанг 14 приводят в возвратно-поступательное движение наземным приводом (не показан), а нижний насос 6 приводят в действие подачей электроэнергии по кабелю 2. Продукция нижнего пласта 9 посредством нижнего насоса 6, проходя из подпакерного пространства 11 через перепускное устройство 12, межнасосную колонну труб 4 и далее через верхний кожух 7 и лифтовые трубы 1, поднимается на устье (на чертеже не показано) скважины 19. Продукция верхнего пласта 17, проходя из надпакерного пространства 16 через боковой канал 13 посредством плунжера 15 верхнего штангового насоса 5 через колонну лифтовых труб 1, также поднимается на устье скважины 19.

Для проведения исследований пластов 17 и 9 установку временно останавливают. По сигналам датчика давления 18 следят за изменением забойного давления в подпакерном пространстве 11 и строят кривую восстановления давления (КВД). Обработкой КВД определяют параметры нижнего пласта 9. Одновременно эхолотом может быть снята кривая восстановления уровня (KBУ) в надпакерном (межтрубном) пространстве 16 скважины 19, обработкой которой определяют параметры верхнего пласта 17.

Глушение верхнего пласта 17, при необходимости, осуществляют обратной промывкой (закачивая жидкость глушения в эксплуатационную колонну, при этом скважинная жидкость по боковому каналу 13 через клапаны верхнего штангового насоса 5 попадает в колонну лифтовых труб 1 и по ним поднимается на поверхность скважины 19). Для глушения нижнего пласта 9 жидкость глушения нагнетается в колонну лифтовых труб 1. При достижении величины давления, на которое настроено перепускное устройство 12, оно срабатывает и открывается, обеспечивая гидравлическую связь лифтовых труб 1 через межнасосную колонну труб 4 и насос 6 с подпакерным пространством 11 скважины 19.

Пример: конкретное внедрение насосной установки для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов осуществлено в скважине №24. В скважине между вскрытыми продуктивными пластами верхним имеющим интервал перфорации 1156,0-1159,6 метров и нижним имеющим интервал перфорации 1676,0-1678,0 метров на глубине 1200 метров установлен пакер МХ-1.

Подпакерную часть межнасосной колонны труб спустили на глубину 217 метров ниже пакера и соединили пакер П-ЭГМ с электропогружным насосом ЭЦН-30-1400.

Верхний насос 25-175-RHAC 14-4-4 разместили в кожухе, спустили на глубину 1095 метров и соединили надпакерной частью межнасосной колонны труб с пакером П-ЭГМ. Ниже ЭЦН разместили датчик давления. Суточный дебит ШГН-17,4 тн/сут., суточный дебит ЭЦН-25,3 тн/сут.

При работе насосной установки стабилизировалась работа ЭЦН. ШГН эксплуатируется с высоким коэффициентом подачи без отказов в работе по причине глубинно-насосного оборудования. Опытное внедрение установки подтвердило ее работоспособность и эффективность - получена дополнительная добыча нефти.

Таким образом, предлагаемая установка по сравнению с прототипом имеет более простую конструкцию и более высокую надежность, так как устранена необходимость размещения нижнего (электропогружного) насоса в кожух. В связи с тем что насос расположен в подпакерном пространстве и имеет погружение под динамический уровень, снижается возможность перегрева и выхода из строя погружного электроцентробежного насоса, увеличивая тем самым межремонтный период скважины.

Установка обеспечивает одновременную раздельную эксплуатацию двух пластов в скважине с возможностью раздельного регулирования производительности каждого насоса, а также позволяет производить исследования каждого пласта в процессе эксплуатации без извлечения насоса и глушения пластов.

Предлагаемая скважинная насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине проходит промысловые испытания на объектах ОАО «Татнефть».

Насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, содержащая колонну лифтовых труб, кабель, пакер, перепускное устройство, два насоса, нижний из которых является электропогружным, а верхний заключен в кожух, отличающаяся тем, что пакер снабжен узлом герметизации кабеля и разъемной муфтой, нижний насос размещен в подпакерном пространстве, при этом выход нижнего насоса через пакер сообщен с кожухом верхнего насоса межнасосной колонной труб, на которой ниже пакера размещено перепускное устройство.