ДВУХПАКЕРНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ЭЛЕКТРОПРИВОДНЫМ НАСОСОМ С ОДНОВРЕМЕННОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ ИНТЕРВАЛА НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ И ЦИРКУЛЯЦИОННЫЙ КЛАПАН

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи пластового флюида при помощи электроприводного насоса, в частности в скважинах с нарушениями герметичности эксплуатационной колонны.

Известна скважинная пакерная установка с насосом (варианты), включающая спущенные в скважину на колонне труб постоянного или переменного диаметра насос и пакер, разделяющий изолируемый интервал снизу от приема насоса и выполненный с кабельным вводом или без него. Вариант 1 содержит дополнительный пакер, разделяющий изолируемый интервал сверху от затрубного пространства, и два перепускных устройства. Внутрь колонны труб спущена труба меньшего диаметра и она герметично соединена с перепускными устройствами. Во втором варианте установки внутрь колонны труб спущена колонна труб меньшего диаметра, герметично соединенная нижним концом с перепускным устройством, а верхним концом - с устьевым оборудованием скважины. Вариант 3 установки оснащен дополнительным пакером, разделяющим изолируемый интервал сверху от затрубного пространства. Пакера выполнены с возможностью прохождения через них внешней эксцентричной трубы меньшего диаметра для перепуска среды из нижнего подпакерного в верхнее надпакерное затрубное пространство. Вариант 4 установки включает дополнительный пакер, разделяющий изолируемый интервал сверху от затрубного пространства. Оба пакера выполнены двуствольными. Вариант 5 установки содержит установленный над насосом струйный аппарат с приемной камерой и размещенной в колонне труб трубой меньшего диаметра. Вариант 6 установки снабжен пакером, установленным ниже насоса на хвостовике или на ранее спущенной дополнительной нижней колонне труб с разъединителем на верхнем ее конце (патент РФ №2331758, опубл. 20.08.2008 г.).

Недостатком известной пакерной установки является то, что перепускной циркуляционный клапан, установленный между пакерами, размещен в скважинной камере, что ведет к увеличению сложности и удорожанию работы по извлечению клапана, так как при этом необходимо использование канатной техники с привлечением подрядчика по канатным работам. Также данная установка не позволяет оценить герметичность пакеров при их установке и в процессе работы установки.

Известен вариант исполнения муфты перекрестного течения по фиг.7, 9 (патент РФ №2328590, опубл. 10.07.2008 г.).

Недостатком известной муфты перекрестного течения является малый размер эксцентричного продольного сквозного канала, из-за чего муфта способна пропускать через себя небольшие объемы добываемого пластового флюида. Также к недостаткам можно отнести то, что муфта перекрестного течения не имеет паза для пропуска кабеля погружного электродвигателя.

Известен циркуляционный клапан, содержащий корпус с осевым и радиальными каналами для сообщения затрубного пространства с полостью бурильных труб. Внутри корпуса размещен полый дифференциальный поршень, уплотняемый выше и ниже радиальных каналов кольцевыми уплотнениями. Поршень фиксируется в корпусе тарированными срезными шпильками. Сверху в корпус клапана до упора в верхний торец поршня завинчена упорная гайка. На хвостовик поршня надета пружина, сжатая между уступом корпуса клапана сверху и шайбой, упирающейся в гайку (авторское свидетельство №309115, опубл. 09.07.1971 г.).

Недостатком данного клапана является сложность конструкции, а также возможность того, что пружина может не сработать, следовательно, не будет организовано сообщение кольцевого пространства с полостью бурильных труб.

Техническим результатом заявляемого изобретения является обеспечение легкого, безаварийного подъема установки на поверхность после завершения работ или при необходимости смены подземного оборудования, снижение трудоемкости и стоимости работ, увеличение добычи нефти, обеспечение прокладки кабеля через муфты перекрестного течения и возможность контроля в режиме реального времени герметичности двухпакерной установки, обеспечение возможности удержания пакера и другого скважинного оборудования от перемещения вверх при создании перепада давления в насосно-компрессорных трубах, упрощение конструкции циркуляционного клапана, обеспечение его надежного срабатывания.

Заявляемый технический результат достигается тем, что:

- установка оснащена сбивными клапанами механического принципа действия, циркуляционным клапаном со срезными штифтами гидравлического принципа действия и уравнительным клапаном, причем сбивные клапана расположены соответственно под нижним и над верхним пакерами, циркуляционный и уравнительный клапана установлены последовательно между пакерами;

- эксцентричный сквозной продольный канал муфты перекрестного течения выполнен расширенной С-образной формы, а в корпусе муфт перекрестного течения в направлении, параллельном оси муфт, выполнен продольный паз для укладки кабеля;

- установка оснащена контролирующим кабелем, например, оптоволоконным;

- установка оснащена в верхней части над разъединителем гидравлическим якорем;

- в верхней части корпуса циркуляционного клапана установлен колпак, зафиксированный от осевых перемещений срезными винтами, а в нижней части корпуса установлена гайка, зафиксированная от отворота винтом, при этом между корпусом и колпаком имеется комплект уплотнений.

Оснащение установки сбивными клапанами механического принципа действия, циркуляционным клапаном со срезными штифтами гидравлического принципа действия и уравнительным клапаном, а также расположение сбивного клапана соответственно под нижним и над верхним пакерами, установка циркуляционного и уравнительного клапанов последовательно между пакерами позволит обеспечить легкий, безаварийный подъем установки на поверхность после завершения работ или при необходимости смены подземного оборудования.

Выполнение эксцентричного сквозного продольного канала муфты перекрестного течения расширенной С-образной формы позволит увеличить добычу нефти.

Выполнение продольного паза для укладки кабеля в корпусе муфт перекрестного течения в направлении, параллельном оси муфт, позволит обеспечить прокладку кабеля через муфты перекрестного течения.

Оснащение установки контролирующим кабелем, например, оптоволоконным позволит контролировать в режиме реального времени герметичность двухпакерной установки.

Оснащение установки в верхней части над разъединителем гидравлическим якорем позволит удерживать пакер и другое скважинное оборудование от перемещения вверх при создании перепада давления в насосно-компрессорных трубах.

Установка в верхней части корпуса циркуляционного клапана колпака, зафиксированного от осевых перемещений срезными винтами, а в нижней части корпуса гайки, зафиксированной от отворота винтом, а также установка между корпусом и колпаком комплекта уплотнений позволит упростить конструкцию циркуляционного клапана, обеспечить его надежное срабатывание.

На фиг.1 представлена схема двухпакерной насосной установки. На фиг.2 представлена схема муфты перекрестного течения. На фиг.3 изображен разрез А-А муфты перекрестного течения. На фиг.4 показана схема циркуляционного клапана.

Двухпакерная насосная установка включает колонну труб меньшего диаметра 1, размещенную концентрично или эксцентрично в колонне труб большего диаметра 2. Колонна труб меньшего диаметра 1 герметично установлена снизу и сверху соответственно в нижнюю 3 и верхнюю 4 муфты перекрестного течения. Колонна труб большего диаметра 2 оснащена нижним 5 и верхним 6 пакерами с кабельным вводом, размещенными над электроприводным насосом 7 и обратным клапаном 8. Пакеры 5, 6 предназначены для изоляции интервала негерметичности эксплуатационной колонны или пласта 9. Над верхним пакером 6 образован первый интервал с затрубным давлением P_з.1 и внутритрубным давлением P_тр.1. Между пакерами 5, 6 образован второй интервал с затрубным давлением P_з.2 и внутритрубным давлением P_тр.2. Под нижним пакером 5 образован третий интервал с затрубным давлением P_з.3 и внутритрубным давлением P_тр.3.

Под нижним 5 и над верхним 6 пакерами установлены соответственно нижняя муфта перекрестного течения 3, нижний сбивной клапан 10 и верхняя муфта перекрестного течения 4 и верхний сбивной клапан 11. Сбивные клапана 10, 11 предназначены для выравнивания соответственно давлений P_з.1 и P_тр.1, P_з.3 и P_тр.3. Муфты перекрестного течения 3, 4 предназначены для движения потока добываемого пластового флюида и отвода газа. Вдоль всего оборудования и через пакеры 5, 6 может быть проложен контролирующий кабель 12, например, оптоволоконный.

Муфты перекрестного течения 3, 4 выполнены в виде корпуса 13 (фиг.2) с эксцентричным сквозным продольным каналом 14 для движения потока добываемого пластового флюида, осевым несквозным каналом 15, поперечным радиальным каналом 16 для отвода газа. Эксцентричный сквозной продольный канал 14 выполнен расширенной С-образной формы (фиг.3). В корпусе муфт перекрестного течения 3, 4 в направлении, параллельном их оси, выполнен продольный паз 17 для укладки кабеля 18 электроприводного насоса 7 и контролирующего кабеля 12. Конфигурация паза 17 выполнена таким образом, чтобы имелась возможность работы с номенклатурой выпускаемых на сегодняшний день электрических кабелей.

Между нижним 5 и верхним 6 пакерами установлены циркуляционный 19 и уравнительный 20 клапана. Циркуляционный клапан 19 предназначен для организации сообщения затрубного пространства и внутренней полости колонны труб. Циркуляционный клапан 19 состоит из корпуса 21, на котором установлен колпак 22, зафиксированный от осевых передвижений срезными винтами 23. Герметичность соединения корпуса 21 и колпака 22 обеспечивается комплектом уплотнений 24, 25, состоящим из защитных и уплотнительных колец. На корпусе 21 установлена гайка 26, зафиксированная от отворота винтом 27.

Уравнительный клапан 20 предназначен для выравнивания затрубного давления P_з.2 с внутритрубным давлением P_тр.2.

Двухпакерная насосная установка выше сбивного клапана 11 оснащена разъединителем 28. Разъединитель 28 предназначен для отсоединения гидравлическим способом верхней части колонны труб 2 от верхнего пакера 6 в случае осложнений при спуско-подъемных операциях.

Над разъединителем 28 установлен гидравлический якорь 29 с пазами (на фиг. не показаны) для установки кабеля 18 и контролирующего кабеля 12. Гидравлический якорь 29 служит для удерживания пакера и другого скважинного оборудования от перемещения вверх при создании перепада давления в насосно-компрессорных трубах.

Двухпакерная насосная установка работает следующим образом.

Для добычи пластового флюида из скважины с негерметичностью эксплуатационной колонны 30 насосную установку собирают в следующей последовательности: монтируют электроприводной насос 7 на колонне труб большего диаметра 2, крепят контролирующий кабель 12 к колонне труб 2 при спуске в том случае, если есть необходимость осуществления контроля за герметичностью пакеров 5, 6 в режиме реального времени в процессе добычи, через заданное количество труб устанавливают обратный клапан 8, сбивной клапан 10, муфту перекрестного течения 3, нижний пакер с кабельным вводом 5, циркуляционный клапан 19, уравнительный клапан 20, верхний пакер с кабельным вводом 6, муфту перекрестного течения 4, сбивной клапан 11, разъединитель 28, гидравлический якорь 29.

Спускают насосную установку на колонне труб до проектной глубины. Переводят нижний 5 и верхний 6 пакеры в рабочее положение известным способом.

Запускают скважинную установку в работу. Созданием внутритрубного давления приводят в действие гидравлический якорь 29 (фиг.1). Под действием давления плашки (на фигурах не показаны) гидравлического якоря 29 выдвигаются наружу в радиальном направлении и внедряются в стенки эксплуатационной колонны 30. Пластовый флюид проходит через сквозные эксцентричные отверстия нижней 3 и верхней 4 муфт перекрестного течения. Отвод газа производится через поперечные радиальные каналы 16 по внутренней полости трубы меньшего диаметра 1 из затрубного пространства под нижним пакером 5 в затрубное пространство над верхним пакером 6.

Контролирующий кабель 12, в случае его установки, позволяет следить за герметичностью пакеров 5, 6 в режиме реального времени в процессе добычи.

Контроль за герметичностью пакеров 5, 6 осуществляется следующим образом: оптическое волокно контролирующего кабеля 12 воспринимает и измеряет температуру по стволу скважины с определенным интервалом, например один метр, далее информация о замерах передается по контролирующему кабелю 12 на поверхность, где устанавливается контроллер (на фигурах не показан). Если данные замеров температуры над и под пакером 5 и/или 6 представляют собой одинаковые значения, то имеет место негерметичность пакеров 5 и/или 6. Если же температура над и под пакером 5 и/или 6 различна, то герметичность пакеров 5 и/или 6 соблюдена.

При завершении процесса добычи или при необходимости смены подземного оборудования производят подъем насосной установки следующим образом. Для создания сообщения между затрубным пространством и внутренней полостью колонны труб 2, в колонну труб 2 подают давление. При создании заданного перепада в колонне труб 2 и межтрубном пространстве, срезаются винты 23 циркуляционного клапана 19 (фиг.4) и открывается сообщение между полостью колонны труб 2 и затрубным пространством.

Выравнивают давления P_з.2 и P_тр.2, для чего натягивают колонну труб 2 (фиг.1) усилием, превышающим ее вес, при этом открываются боковые отверстия (на фигурах не показаны) корпуса уравнительного клапана 20 для сообщения затрубного пространства с внутренней полостью колонны труб 2. При натяжении колонны труб 2 нижний пакер 5 остается неподвижным, а верхний пакер 6 перемещается вверх.

Далее приводят в действие механическим способом верхний сбивной клапан 11, происходит выравнивание P_з.1 и P_тр.1. При снятии давления в трубах плашки гидравлического якоря 29 возвращаются в исходное положение под действием пружин (на фигурах не показаны), в результате происходит освобождение гидравлического якоря 29.

Переводят верхний 6 и нижний 5 пакер в транспортное положение. После перевода пакеров 5, 6 в транспортное положение и демонтажа нижней муфты перекрестного течения 3 приводят в действие механическим способом нижний сбивной клапан 10, происходит выравнивание P_з.3 и P_тр.3. Далее производят подъем установки из скважины.

В случае осложнения при подъеме установки производят отсоединение верхней части колонны труб 2 от верхнего пакера 6 гидравлическим способом при помощи разъединителя 28. Дальнейшее извлечение установки производится стандартным ловильным инструментом (на фигурах не показан).

Применение заявляемого изобретения позволит обеспечить легкий, безаварийный подъем установки на поверхность после завершения работ или при необходимости смены подземного оборудования, снизить трудоемкость и стоимость работ, увеличить добычу нефти, обеспечить прокладку кабеля через муфты перекрестного течения, а также возможность контроля в режиме реального времени герметичности двухпакерной установки, обеспечить возможность удержания пакера и другого скважинного оборудования от перемещения вверх при создании перепада давления в насосно-компрессорных трубах, упростить конструкцию циркуляционного клапана, обеспечить надежное срабатывание циркуляционного клапана.