Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МНОГОПЛАСТОВОЙ СКВАЖИНЫ ДВУМЯ ПОГРУЖНЫМИ НАСОСАМИ И ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЕГО РЕАЛИЗАЦИИ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для одновременно-раздельной добычи углеводородов из двух пластов через одну скважину.

Известна насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, включающая колонну лифтовых труб, кабель, пакер, установленный между пластами, хвостовик, верхний штанговый и нижний электропогружной насосы для откачки продукции соответствующих пластов. Верхний и нижний насосы заключены соответственно в верхний кожух, сверху сообщенный с колонной лифтовых труб и снабженный боковым каналом, и нижний кожух с узлом герметизации кабеля, сообщенный с подпакерным пространством через хвостовик. Выход электропогружного насоса сообщен с верхним кожухом, а прием штангового насоса посредством бокового канала сообщен с надпакерным пространством. Верхний кожух снабжен внутренней вертикальной полой технологической втулкой, сообщенной снизу с боковым каналом, который оснащен обратным защитным клапаном. Штанговый насос выполнен вставным с нижним манжетным якорем, выполненным с возможностью при взаимодействии герметичной фиксации в технологической втулке с обеспечением сообщения входа штангового насоса с этой втулкой. Вход бокового канала выполнен наклоненным вниз под углом 15-60° к оси верхнего кожуха (патент РФ №76969, опубл. 10.10.2008 г.).

Известна насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине (варианты), по одному варианту установка содержит колонну лифтовых труб, кабель, пакер, хвостовик и два насоса, верхний из которых выполнен штанговым, а нижний электропогружным с электродвигателем, кабелем и кожухом. Согласно изобретению при допустимости смешения продукции пластов она снабжена узлом герметизации кабеля, который размещен во входном модуле электропогружного насоса. Кроме того, установка имеет канал с обратным клапаном для соединения выхода электропогружного насоса с колонной лифтовых труб и канал для приема и перекачки продукции штанговым насосом из верхнего пласта через межтрубное пространство в колонну лифтовых труб. Кожух выполнен охватывающим только электродвигатель и сообщен с подпакерным пространством через хвостовик. При этом обеспечена возможность поступления продукции нижнего пласта через этот хвостовик, кожух и канал с обратным клапаном в колонну лифтовых труб. По другому варианту при недопустимости смешения продукции пластов, штанги верхнего насоса выполнены полыми (патент РФ №2339798, опубл. 27.11.2008 г.).

Известна скважинная насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов, содержащая 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. Давление посадки пакера ниже установленного для регулируемых клапанов обратного клапана (патент РФ №2405925, опубл. 10.12.2010 г.).

Известна установка, 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. 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 (патент РФ №2291953, опубл. 20.01.2007 г.).

Известна 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. 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 (патент РФ №2427705, опубл. 27.08.2011 г.).

Недостатком известных установок является отсутствие возможности эксплуатации верхнего пласта электропогружным насосом, а нижнего пласта плунжерным насосом в случае, если верхний пласт высокопродуктивный, а нижний пласт низкопродуктивный.

Известно оборудование для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов через одну скважину, в которой нижний пласт низкопродуктивный, а верхний пласт имеет продуктивность более высокую. Нижний пласт эксплуатируется штанговым насосом, а верхний - электроцентробежным насосом. Для разобщения пластов в стволе скважины оборудование содержит пакер с оголовком, с которым герметично связан всасывающий трубопровод насосного агрегата, включающего электроцентробежный и штанговый плунжерный насосы. Жидкость из нижнего пласта по стволу пакера и его оголовок через байпасную трубку поступает в хвостовик штангового насоса. Электроцентробежный насос находится ниже штангового насоса, в потоке жидкости, поступающей из верхнего пласта и охлаждающей его двигатель (патент РФ №109792, опубл. 27.10.2011 г.).

Недостатком известной установки является трудоемкость выполнения байпасной линии вдоль УЭЦН и невозможность применения серийных УЭЦН в 146-й эксплуатационной колонне.

Известна насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, выбранная в качестве прототипа, содержащая колонну лифтовых труб, колонну штанг или колонну полых штанг, основной пакер, хвостовик с основным каналом, вход которого сообщен с подпакерным пространством, и два насоса, верхний из которых выполнен штанговым, а нижний - электропогружным. Вход плунжерного насоса сообщен с надпакерным пространством. Электропогружной насос оснащен электродвигателем, кабелем и кожухом, охватывающим только электродвигатель и снабженным узлом герметизации кабеля, который размещен во входном модуле насоса. Кожух соединен с хвостовиком. Для раздельного подъема продукции пластов выход электропогружного насоса сообщен с колонной лифтовых труб, а плунжерного - с полыми штангами. Выше верхнего пласта установлен дополнительный пакер. Хвостовик снабжен дополнительным каналом, сообщающим вход электропогружного насоса с межпакерным пространством, а выход основного канала сообщен с надпакерным пространством (патент РФ №2405923, опубл. 10.12.2010 г.).

Недостатком известной установки является возникновение сжимающей нагрузки на УЭЦН при эксплуатации, а также отсутствие возможности предотвращения кольматации призабойной зоны при проведении текущего ремонта скважины или промывке глубинно-насосного оборудования и риск возникновения поглощения жидкости одного пласта другим пластом.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение эффективности эксплуатации скважины, ведение раздельного учета жидкости, использование для эксплуатации вставного или трубного штангового глубинного насоса или винтового насоса. Также обеспечение наиболее полной выработки запасов нефти из прискважинной зоны пласта, исключение влияния жидкости глушения или промывки на призабойную зону пласта при проведении текущего ремонта скважины, достижение эффекта гидрофобизации. Кроме того, извлечение насосов для ревизии без подъема пакерно-клапанного оборудования.

Технический результат достигается тем, что:

- в установке для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины над нижним пакером установлены узел безопасности, телескопическое соединение, над верхним пакером установлен разъединитель колонны, при этом между нижним и верхним пакерами имеются трубы меньшего диаметра, нижний конец которых присоединен к полому подвижному штоку телескопического соединения, а верхний конец соединен с переводником перекрестного сечения, причем трубы меньшего диаметра пропущены внутри центрального канала верхних перепускных клапанов;

- выше верхнего пакера установлена муфта перекрестного сечения или перфорированная труба, в которой размещен переводник;

- насос, установленный внутри комплекта байпасной линии, может быть выполнен винтовым;

- установка оснащена верхним и нижним якорями, расположенными соответственно над и под комплектом байпасной линии;

- соединяют нижние перепускные клапаны, нижний пакер, узел безопасности, прикрепляют телескопическое соединение без полого подвижного штока к колонне труб, затем присоединяют к установке верхние перепускные клапаны, далее в телескопическое соединение спускают полый подвижный шток, в который вкручивают трубы меньшего диаметра, при этом осуществляют подгонку труб и соединяют колонну труб меньшего диаметра с муфтой перекрестного сечения или с переводником, установленным в перфорированной трубе, присоединяют верхний пакер, монтируют разъединитель колонны, осуществляют спуск собранной установки на колонне труб до заданного интервала и перевод пакеров в рабочее положение, производят отсоединение в разъединителе колонны и подъем колонны труб, затем в скважину на колонне труб спускают извлекаемую часть разъединителя колонны, электропогружной насос, расположенный внутри кожуха, и комплект байпасной линии, состыковывают оставляемую и извлекаемую части разъединителя колонны, осуществляют спуск штангового насоса;

- установку электропогружного насоса помещают в кожух;

- низ колонны труб выполняют с заглушкой;

- комплект байпасной линии, состоящий из верхнего и нижнего блоков, между которыми установлены две параллельные линии оборудования, одна из которых включает в себя последовательно соединенные между собой переводник, кожух штангового насоса, фильтр, переходник, на который установлен конус, входящий в соответствующую выточку нижнего блока, другая линия оборудования включает в себя соединенные между собой полированный шток и трубу, при этом к верхней части верхнего блока и к нижней части нижнего блока прикреплены соответственно верхний и нижний патрубки, а на наружной поверхности верхнего и нижнего блоков, параллельно их оси, выполнены продольные пазы для укладки кабеля;

- к верхнему патрубку присоединена муфта;

- подвижное соединение полированного штока с верхним блоком уплотнено манжетами и кольцами, поджатыми снизу крышкой, зафиксированной болтами.

Наличие комплекта байпасной линии позволяет совместить в установке подземного скважинного оборудования установку электроцентробежного и штангового насосов с целью одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов, при этом повышается эффективность насосной эксплуатации скважины, а также достигается раздельный учет жидкости, добываемой из двух пластов.

Конструкция комплекта байпасной линии позволяет разместить в нем вставной или трубный штанговый насос или винтовой насос, производить фильтрацию жидкости, поступающей на прием насоса.

Наличие узла безопасности дает возможность освобождения пакера при осложнениях, связанных с присыпкой его головы, а также повышает безопасность проведения ремонтных и аварийных работ.

Наличие установленной выше верхнего пакера муфты перекрестного сечения или перфорированной трубы, внутри которой размещен переводник, позволяет производить перепуск жидкости из труб меньшего диаметра в затрубное кольцевое пространство.

Схема двухпакерной установки для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины приведена на фиг.1. Схема однопакерной установки для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, оснащенная штанговым глубинным насосом и электропогружным насосом, приведена на фиг.2. Схема однопакерной установки для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, оснащенная винтовым насосом и электропогружным насосом, приведена на фиг.3. Комплект байпасной линии представлен на фиг.4. Разрез А-А комплекта байпасной линии приведен на фиг.5.

Двухпакерная установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины 1 (фиг.1) включает оборудование, установленное на колонне труб 2 с заглушкой 3 в следующей последовательности: нижний перепускной клапан 4, располагаемый под отверстиями нижнего интервала перфорации (под нижним продуктивным пластом) 5, нижний перепускной клапан 6, располагаемый над отверстиями нижнего интервала перфорации (над нижним продуктивным пластом) 5, нижний пакер 7, разобщающий нижний продуктивный пласт 5 от верхнего продуктивного пласта 8, узел безопасности 9, телескопическое соединение 10. Над телескопическим соединением 10 установлены верхний перепускной клапан 11, располагаемый под отверстиями верхнего интервала перфорации (верхним продуктивным пластом) 8, верхний перепускной клапан 12, располагаемый над отверстиями верхнего интервала перфорации (верхним продуктивным пластом) 8, верхний пакер 13. Между нижним 7 и верхним 13 пакерами имеются трубы меньшего диаметра 14, пропущенные внутри центрального канала верхних перепускных клапанов 11, 12. Нижний конец труб меньшего диаметра 14 присоединен к полому подвижному штоку 15 телескопического соединения 10, а верхний конец соединен с муфтой перекрестного сечения 16. Вместо муфты перекрестного сечения 16 можно использовать перфорированную трубу, с установленным внутри нее переводником (на фиг.1 не показаны). Муфта перекрестного сечения 16 и перфорированная труба с переводником (на фиг.1 не показаны) предназначены для перепуска жидкости из труб меньшего диаметра 14 в затрубное кольцевое пространство 17.

Над верхним пакером 13 расположен разъединитель колонны 18, состоящий из оставляемой и извлекаемой частей (на фиг.1 не показаны), служащий для спуска и установки пакерно-клапанного оборудования на колонне труб, а также для соединения верхнего пакера 13 с установкой электропогружного насоса 19, помещенной в защитный кожух 20. Над установкой электропогружного насоса 19 расположен комплект байпасной линии 21. Внутри комплекта байпасной линии 21 размещен штанговый глубинный насос 22 с колонной штанг 23.

Однопакерная установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины 1 (фиг.2, фиг.3) включает оборудование, установленное на колонне труб 2 в следующей последовательности: установка электропогружного насоса 19, расположенная над нижним продуктивным пластом 5, пакер с кабельным вводом 24, разобщающий нижний продуктивный пласт 5 от верхнего продуктивного пласта 8, и комплект байпасной линии 21. Внутри комплекта байпасной линии 21 размещен штанговый глубинный насос 22 (фиг.2) с колонной штанг 23. В однопакерной установке для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины 1 также вместо штангового глубинного насоса 22 может применяться винтовой насос 25 (фиг.3). Для фиксации колонны труб 2 установка оснащена верхним и нижним якорями 26, 27 (фиг.3), расположенными над и под комплектом байпасной линии 21. При этом якоря 26, 27 могут быть выполнены с пазами для укладки кабеля (на фиг.3 не показаны). Помимо этого однопакерная установка может быть оборудована обратным клапаном 28 (фиг.3), расположенным над установкой электропогружного насоса 19.

Комплект байпасной линии (фиг.4) содержит верхний 29 и нижний 30 блоки, между которыми установлены две параллельные линии оборудования. Одна из линий включает в себя последовательно соединенные между собой переводник 31, кожух штангового насоса 32, фильтр 33, переходник 34, на который установлен конус 35, входящий в соответствующую выточку нижнего блока 30. Другая линия оборудования включает в себя соединенные между собой полированный шток 36 и трубу 37. Подвижное соединение полированного штока 36 с верхним блоком 29 уплотнено манжетами и кольцами 38, поджатыми снизу крышкой 39 (фиг.5), зафиксированной болтами 40. К верхней части верхнего блока 29 (фиг.4) и к нижней части нижнего блока 30 прикреплены соответственно верхний 41 и нижний 42 патрубки. К верхнему патрубку 41 присоединена муфта 43. На наружной поверхности верхнего 29 и нижнего 30 блоков, параллельно их оси, выполнены продольные пазы 44 (фиг.5) для укладки кабеля 45. Кабель питания 45 (фиг.5) погружного электродвигателя проходит через пазы 44 верхнего 29 и нижнего 30 блоков, которые при сборке установки расположены ближе всего к линии кабеля.

Реализация способа приведена в описании работы оборудования.

Оборудование двухпакерной установки собирают в последовательности, обозначенной на фиг.1. Всю сборку рассчитывают таким образом, чтобы нижний продуктивный пласт 5 находился между перепускным клапаном 4 и перепускным клапаном 6, а верхний продуктивный пласт 8 - между перепускным клапаном 11 и перепускным клапаном 12. Соединяют нижние перепускные клапаны 4, 6, нижний пакер 7, устанавливают узел безопасности 9, прикрепляют телескопическое соединение 10 к колонне труб 2 без его полого подвижного штока 15. Затем присоединяют к установке верхние перепускные клапаны 11, 12.

Далее в телескопическое соединение 10 спускают подвижный шток 15, в который вкручивают трубы меньшего диаметра 14. При этом осуществляют подгонку труб известным способом и соединяют колонну труб меньшего диаметра 14 с муфтой перекрестного сечения 16 или с переводником, установленным в перфорированной трубе (на фиг.1 не показаны). При колебаниях колонны труб меньшего диаметра 14 в колонне труб 2 полый подвижный шток 15 перемещается относительно корпуса телескопического соединения 10 и компенсирует осевые перемещения колонн относительно друг друга, при этом не нарушается гидравлическая изоляция продуктивных пластов 5, 8. Затем присоединяют верхний пакер 13 и монтируют разъединитель колонны 18. Далее производится спуск собранной установки на колонне труб 2 до заданного интервала и перевод пакеров 7, 13 в рабочее положение. После осуществляют отсоединение в разъединителе колонны 18 и подъем колонны труб 2.

Затем в скважину на колонне труб 2 спускают извлекаемую часть (на фиг.1 не показана) разъединителя колонны 18, установку электропогружного насоса 19, расположенную внутри кожуха 20, и комплект байпасной линии 21. Состыковывают извлекаемую и оставляемую части разъединителя колонны 18. Спускают на колонне штанг 23 штанговый насос 22, в случае, если используется вставной насос или в уже установленный в комплекте байпасной линии 21 трубный насос, на колонне штанг 23 спускают плунжер (на фиг.1 не показан) штангового насоса. Производят запуск скважины в нужном режиме и начинают эксплуатацию. После запуска установки продукция нижнего пласта 5, поступая через нижние перепускные клапаны 4, 6 в трубы меньшего диаметра 14, перетекает в пространство 17 над верхним пакером 13, после чего через фильтр 28 поступает на прием штангового насоса 22 и перекачивается на поверхность. Продукция верхнего пласта 8, поступая через верхние перепускные клапаны 11, 12 в колонну труб 2, затем в кожух 20 электропогружного насоса 19 и байпасную систему 21, поднимается на поверхность.

Оборудование однопакерной установки собирают в последовательности, обозначенной на фиг.2. Соединяют установку электропогружного насоса 19, пакер с кабельным вводом 24, комплект байпасной линии 21. При необходимости установку оснащают обратным клапаном 28 (фиг.3), расположенным над установкой электропогружного насоса 19. Переводят пакер с кабельным вводом 24 в рабочее положение. Спускают на колонне штанг 23 штанговый насос 22, в случае, если используется вставной насос или в уже установленный в комплекте байпасной линии 21 трубный насос, на колонне штанг 23 спускают плунжер (на фиг.2 не показан) штангового насоса. При необходимости установку оборудуют верхним 26 и нижним 27 якорями, расположенными над и под комплектом байпасной линии 21. Производят запуск скважины в нужном режиме и начинают эксплуатацию. После запуска установки продукция нижнего пласта 5, поступая на прием электропогружного насоса 19, перетекает по колонне труб 2 в полированный шток 36 и трубу 37 комплекта байпасной линии 21 и поднимается на поверхность. Продукция верхнего пласта 8 поступает через фильтр 33 на прием штангового насоса 22 и перекачивается на поверхность.

Заявляемое изобретение позволяет повысить эффективность эксплуатации скважины, вести раздельный учет жидкости, использовать для эксплуатации вставной или трубный штанговый глубинный насос или винтовой насос, также обеспечить наиболее полную выработку запасов нефти из прискважинной зоны пласта, исключить влияние жидкости глушения или промывки на призабойную зону пласта при проведении текущего ремонта скважины, достичь эффекта гидрофобизации, кроме того, извлечь насосы для ревизии без подъема пакерно-клапанного оборудования.