НАСОСНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННОЙ РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДВУХ ПЛАСТОВ В СКВАЖИНЕ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам.

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). В этой установке производится раздельный подъем продукции пластов: нижнего - по колонне лифтовых труб, верхнего - по эксплуатационной колонне скважины.

Недостатками установки являются: сложная конструкция, невозможность исследования пластов в процессе эксплуатации (определение забойных и пластовых давлений), при необходимости извлечения насоса он поднимается вместе с верхним пакером, что способствует его износу и снижению надежности работы установки, кроме того, в результате «поршневого» эффекта, создаваемого пакером при подъеме, происходит излив продукции из эксплуатационной колонны скважины. Расположение всасывающего клапана верхней секции насоса под пакером, а нагнетательного клапана - над пакером увеличивает вредное пространство насоса, что снижает его производительность. Кроме того, установка имеет малую производительность откачки продукции нижнего пласта из-за ограничений в диаметре плунжера нижней секции, который исходя из принципа работы дифференциального насоса должен иметь диаметр меньше, чем диаметр плунжера верхней секции. Следующим недостатком установки является то, что дифференциальный насос приводится в действие одной колонной штанг и отсутствует возможность раздельного регулирования производительности нижней и верхней секций насоса.

Наиболее близкой по технической сущности к предлагаемой установке является скважинная насосная установка для одновременной эксплуатации двух пластов в скважине, содержащая колонну лифтовых труб, пакер, хвостовик и два отдельных электроцентробежных насоса с отдельными кабелями, подающими продукцию верхнего и нижнего пластов в одну колонну лифтовых труб, по которой она подается на поверхность, причем продукция нижнего пласта подается нижним насосом в колонну лифтовых труб по обводному кожуху, в котором выполнен канал для сообщения приема верхнего насоса с надпакерным пространством скважины (Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений / Р.А.Максутов, Б.Е.Доброскок, Ю.В.Зайцев. - М.: Недра, 1974. - С.106-107, рис.63а).

Недостатком установки является то, что она не позволяет раздельный подъем и замер дебита продукции каждого из пластов. Другими недостатками установки являются: трудоемкость монтажа на скважине, громоздкость оборудования (общая длина установки может достигать 30-35 м), сложность спуска в скважину одновременно двух кабелей, кроме того, в связи с наличием двух кабелей повышается вероятность нарушения изоляции и выхода установки из строя, не решены вопросы исследования разобщенных пластов.

Техническая задача изобретения состоит в том, чтобы обеспечить раздельный подъем и замер дебита продукции каждого из пластов, упростить конструкцию, повысить надежность работы установки, а также обеспечить возможность исследования разобщенных пластов.

Техническая задача решается насосной установкой для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, содержащей 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.

Новым является то, что 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, причем выход электропогружного насоса сообщен с верхним кожухом, который 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, причем прием этого насоса посредством бокового канала сообщен с надпакерным пространством.

Новым является так же то, что колонна штанг выполнена из непрерывной трубы.

Новым является так же то, что под электропогружным насосом установлен датчик давления с возможностью передачи информации по кабелю электропогружного насоса.

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, содержащая колонну лифтовых труб 1, кабель 2, пакер 3, хвостовик 4 и два отдельных насоса 5 и 6 для откачки продукции пластов, которые заключены в верхний 7 и нижний 8 кожухи. Насос 6 для откачки продукции нижнего пласта 9 выполнен электропогружным. Нижний кожух 8 электропогружного насоса 6 снабжен узлом герметизации 10 кабеля 2 и сообщен снизу с подпакерным пространством 11 через хвостовик 4, который выше пакера 3 оснащен перепускным устройством 12, 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 6 сообщен с верхним кожухом 7, который сверху сообщен с колонной лифтовых труб 1 и снабжен боковым каналом 13. Верхний насос 5 выполнен штанговым, колонна штанг 14 которого выполнена полой и герметично соединена с плунжером 15 штангового насоса 5, причем прием штангового насоса 5 сообщен с надпакерным пространством 16 и верхним пластом 17 посредством бокового канала 13. Колонна штанг 14 может быть выполнена из непрерывной трубы. Под электропогружным насосом 6 может устанавливаться датчик давления 18 с возможностью передачи информации по кабелю 2 электропогружного насоса 6.

Насосная установка работает следующим образом. В скважине 19 между вскрытыми продуктивными верхним 17 и нижним 9 пластами устанавливают пакер 3 с каналом для хвостовика 4. Насосную установку в сборе спускают в скважину 19 без плунжера 15 на колонне лифтовых труб 1 до герметичного входа хвостовика 4 в канал пакера 3. Затем в колонну лифтовых труб спускают колонну полых штанг 14 с плунжером 15 до его входа в цилиндр штангового насоса 5. Колонну полых 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, проходя из подпакерного пространства 11 через хвостовик 4, нижний кожух 8 посредством нижнего насоса 6 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 штанг 14, также поднимается на устье скважины 19. При этом продукция верхнего 17 и нижнего 9 пластов не перемешиваются, что позволяет проводить их раздельные исследования. Использование колонны штанг 14, выполненных из непрерывной трубы, позволяет сократить время на установку плунжера 15 в верхний штанговый насос 5 и снизить сопротивление потоку жидкости как внутри колонны штанг 14, так и снаружи - в лифтовых трубах 1.

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 обычным образом может быть снята кривая восстановления уровня (КВУ) в надпакерном (межтрубном) пространстве 16 скважины 19, обработкой которой определяют параметры верхнего пласта 17.

Глушение верхнего пласта 17, при необходимости, осуществляют обычным образом 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 полых штанг 14 и по ним поднимается на поверхность скважины 19). Для глушения нижнего пласта 9 жидкость глушения нагнетается в надпакерное (межтрубное) пространство 16 скважины 19. При достижении величины давления, на которое настроено перепускное устройство 12, оно срабатывает и открывается, обеспечивая гидравлическую связь надпакерного пространства 16 через хвостовик 4 с подпакерным пространством 11 скважины 19.

Таким образом, предлагаемая установка имеет более простую конструкцию и более высокую надежность, так как в ней отсутствует необходимость во втором кабеле, установка обеспечивает одновременную раздельную эксплуатацию двух пластов в скважине с возможностью раздельного регулирования производительности каждого насоса, раздельным подъемом продукции нижнего пласта - по полым штангам, верхнего - по лифтовым трубам. При этом обеспечивается возможность раздельного замера дебита каждого пласта и раздельного промыслового сбора продукции пластов при необходимости, а также возможность исследования каждого пласта в процессе эксплуатации без извлечения насоса и глушения пластов.