Результат интеллектуальной деятельности: СКВАЖИННАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) скважин, оборудованных электроцентробежными или штанговыми насосами.

К основным параметрам контроля за эксплуатацией скважин при разработке нефтяных месторождений относятся пластовое и забойное давления, дебит и обводненность пластовой жидкости.

Известно, что для одновременно-раздельной добычи нефти из пластов применяются установки скважинных электроцентробежных (УЭЦН) насосов, позволяющие осуществлять отбор жидкостей из продуктивных горизонтов, между которыми устанавливается пакер /1/. Установка оснащается дополнительной секцией рабочих колес, расположенной под погружным электродвигателем (ПЭД). Дополнительная секция откачивает нефть нижнего пласта и направляет в надпакерное пространство, откуда в смеси с продукцией верхнего пласта поступает в приемный модуль насоса. Недостатком устройства является возможный срыв работы дополнительной секции насоса из-за полного отсутствия сепарации газа на его приеме. Кроме этого, устройство имеет сложную конструкцию с дополнительной гидрозащитой погружного двигателя и не позволяет производить измерение параметров работы продуктивных пластов.

Известна также установка ОРЭ в скважинах с УЭЦН, в которой в качестве пакера используется замковая опора, расположенная непосредственно над приемным модулем установки /2/. Установка также имеет сложную конструкцию, не позволяющую осуществлять спуск геофизических приборов под насос, а также подвержена срыву подачи из-за отсутствия сепарации газа из продукции нижнего пласта.

Наиболее близкой к предлагаемому изобретению является установка для периодической раздельной добычи нефти из двух пластов /3/.

В скважине устанавливаются два пакера, отсекающих верхний продуктивный пласт. Жидкости нижнего и верхнего пластов поступают в переключатель пластов, подключающий поочередно пласты к приему насоса. Переключение производится с помощью сжатого газа, поступающего по трубке малого диаметра с устья скважины к подпружиненному поршню. Давление газа отжимает поршень, создавая канал для поступления продукции верхнего пласта. Сброс давления в трубе малого диаметра после проведения измерений за счет пружины возвращает поршень в исходное положение, при котором в насос поступает продукция нижнего пласта. Далее производят измерения параметров работы нижнего пласта.

Установка имеет сложную двухпакерную конструкцию подземного оборудования и может откачивать в каждый период жидкость только одного пласта: верхнего или нижнего.

Известен также телескопический разъем (герметичная пара трения), устанавливаемый между пакером и насосом на патрубке, который позволяет снижать нагрузки на корпус насоса при посадке пакера, а также в рабочем состоянии /4/.

Целью предлагаемого изобретения является упрощение и повышение надежности установки, а также обеспечение возможности измерения параметров одновременной работы обоих пластов.

Постоянная цель достигается тем, что в известной установке, включающей погружной насос, патрубок, подвешенный снизу к электродвигателю, имеющий проходные окна в верхней части, телескопический разъем и проходящий через пакер, разобщающий верхний и нижний продуктивные пласты, трубку малого диаметра, сообщающую внутреннюю полость патрубка с дневной поверхностью, геофизический кабель, проходящий снаружи установки в полость патрубка, глубинные приборы, в патрубке ниже проходных окон размещена камера с сильфоном, внутренняя полость которого сообщена с трубкой малого диаметра, а наружная сторона днища заканчивается запорным клапаном, выполненным с возможностью перекрытия посадочного седла в нижней части камеры, а внутри камеры размещены глубинные приборы, соединенные с геофизическим кабелем, причем один из них сообщен с внешней стороной камеры для замера давления в стволе скважины, а другой сообщен с внутренней полостью камеры для замера давления и влагосодержания нефти нижнего пласта.

На чертеже представлена схема предлагаемой скважинной насосной установки.

В скважину 1 спущен центробежный насос 2 с погружным электродвигателем 3. Электродвигатель соединен с патрубком 4, имеющим телескопическую пару, состоящую из цилиндра 5 и плунжера 6. Патрубок 4 проходит через пакер 7 и имеет камеру 8, в которой размещен сильфон 9 с запорным клапаном 10 и посадочным седлом 11. Внутренняя полость сильфона 9 через трубу малого диаметра 12 сообщена с дневной поверхностью и на устье имеет кран 13. В камере 8 размещены глубинные приборы 14 и 15, сообщенные с силовым шкафом 16 геофизическим кабелем 17. Глубинный прибор 14 сообщен с внешней стороной камеры 8 и замеряет давление, а прибор 15 сообщен с внутренней полостью камеры и замеряет давление и влагосодержание (обводненность) нефти. При необходимости оба прибора могут быть оснащены термометрами для измерения температуры пластовых жидкостей. В верхней части патрубка 4 выполнены окна 18 для выхода жидкости. Питание электродвигателя подается через кабель 19, который также на устье проведен к силовому шкафу 16. Пакер 7 разобщает верхний 20 и нижний 21 продуктивные пласты. Насос 2 подвешен в скважине на колонне насосно-компрессорных труб 22.

Работа насосной установки состоит в следующем.

После посадки в скважину 1 пакера 7 с нижней частью патрубка 4 и цилиндром 5 телескопического разъема осуществляют спуск насосной установки 2 с верхней частью патрубка 4, камерой 8 и плунжером 6, который входит в цилиндр 5 и образует герметичную скользящую пару, компенсирующую вибрацию установки, а также спуск и подъем насосной установки без посадки и последующего срыва пакера. В качестве телескопического разъема используется цилиндр и плунжер обычного штангового насоса без обоих клапанов. Вместе с установкой в скважину снаружи колонны труб 22 и насоса 2 спускается трубка малого диаметра 12 и геофизической кабель 17.

Спуск насосной установки производится на глубину, достаточную для отбора жидкости нижнего пласта 21. После запуска насоса 2 в работу продукция верхнего пласта 20 поступает непосредственно на прием насоса. Продукция нижнего пласта 21 входит в патрубок 4, проходит через открытое посадочное седло 11 и далее через окна 18 поступает на прием насоса 2, смешиваясь с жидкостью верхнего пласта 20. На дневной поверхности в этот период измеряются общий дебит скважины и обводненность нефти.

В этот же период производится запись давлений 14 и 15 соответственно с внешней стороны камеры 8 и внутри камеры. Запись давления датчиком 15 позволяет по известным плотностям жидкостей рассчитать забойное давление нижнего пласта 21, а датчиком 14 - верхнего пласта 20. Одновременно прибор 15 регистрирует обводненность нефти нижнего пласта 21.

Для раздельного определения дебита и обводненности обоих пластов, а также пластовых давлений периодически производится отключение нижнего пласта 21. Для этого при открытой задвижке 13 производится подача сжатого инертного газа (например, азота) под давлением в трубку малого диаметра 12. Появившийся избыток давления во внутренней полости сильфона 9 заставит его удлиниться и клапаном 10 перекрыть посадочное седло 11. Давление подаваемого газа на период исследований не снижается. Его величина должна превосходить сумму гидростатического давления жидкости над камерой 8 и давления газа над уровнем жидкости в затрубном пространстве.

После перекрытия нижнего пласта 21 производят остановку УЭЦН. При этом продукция верхнего пласта 20 будет продолжать поступать в скважину, повышая давление с внешней стороны камеры 8 и уровень жидкости в затрубном пространстве. Постепенно поступление жидкости пласта 20 прекратится и давление на его забое достигает пластового значения. Глубинный прибор 14 запишет при этом кривую восстановления пластового давления, по которой при известной плотности пластовой жидкости рассчитывается пластовое давление пласта 20.

Дебит верхнего пласта 20 рассчитывается объемным методом путем измерения динамического уровня жидкости в скважине сразу после остановки оборудования и в первые 15 мин после остановки насоса. Располагая значениями изменения динамического уровня жидкости Н за 15 мин после остановки, внутренним диаметром эксплуатационной колонны Д₁ и внешним диаметром насосно-компрессорных труб Д₂ дебит пласта рассчитывается:

После перекрытия пласта 21 и остановки насоса глубинный прибор 15 также будет производить запись кривой восстановления давления, по которой аналогично будет определено пластовое давление пласта 21.

После восстановления давлений в пластах 20 и 21 производят стравливание давления в трубке малого диаметра 12 до атмосферного значения и насос 2 запускают в работу. Давление пласта 21 сожмет сильфон 9, приподнимая клапан 10, и продукция пласта 21 начнет поступать в скважину.

В расчетах дебит нижнего пласта Q₂ определяется:

Q_C - общий дебит скважины, замеренный на поверхности.

Дебиты воды пластов 20 и 21 рассчитываются:

где В - влагосодержание пласта 21 (дол.ед.), замеренное прибором 14.

где Q_B - дебит воды, замеренный на поверхности.

Предложенное техническое решение может быть использовано и для скважин, оборудованных штанговыми насосами.

Технико-экономическим преимуществом заявляемого решения является простота, надежность оборудования и достаточного высокая точность определения параметров работы пластов.

Литература

1. Патент РФ №69146 на полезную модель. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов. Заявл. 13.04.2006. Опубл. 10.12.2007. БИ №34.

2. Патент РФ №73391 на полезную модель. Скважинная установка электроцентробежного насоса для одновременно-раздельной добычи нефти. Заявл.06.12.2007. Опубл. 20.05.2008. БИ №14.

3. Патент РФ №2443852. Установка для периодической раздельной добычи нефти из двух пластов. Заявл. 05.04.2010.

4. Патент РФ №74163 на полезную модель. Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти. Заявл. 06.12.2007. Опубл. 20.06.2008. БИ №17.