СКВАЖИННАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА С ПАКЕРОМ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи жидких углеводородов, особенно в скважинах, осложненных нарушениями эксплуатационной колонны или вскрывающих несколько продуктивных горизонтов.

Известна насосная установка Шарифова для эксплуатации скважины (варианты) (патент RU №2300668, F04D 13/10, 10.06.2006), в которой применены защитная труба для насоса с фильтром песка или пакеры с кабельным вводом или без него. Известная установка недостаточно эффективна из-за вынужденных простоев в период ремонта засорившегося насоса.

Наиболее близкой к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является скважинная пакерная установка с насосом (варианты) (патент RU №2331758, Е21В 43/00, 20.03.2008), которая включает спущенные в скважину на колонне труб постоянного или переменного диаметра насос и один или несколько пакеров, с кабельным вводом или без него, и которая обеспечивает повышение эффективности работы скважины за счет разделения пакерами изолируемого интервала от эксплуатационного объекта и от приема насоса с одновременным перепуском среды. Известная установка недостаточно эффективна из-за вынужденных простоев в период ремонта засорившегося насоса, так как отсутствует возможность очистки полости насоса от отложения солей или оседания мехпримесей. Кроме того, подъем многопакерной насосной установки затруднен из-за возникающего перепада давления над и под зоной пакерной герметизации: величины дополнительных нагрузок могут превышать пределы допустимых нагрузок на колонну труб и оборудование.

Решаемой задачей и техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение эффективности скважинной насосной установки для добычи нефти в осложненных условиях многопластового месторождения и увеличения добычи нефти из скважин с нарушением герметичности эксплуатационных колонн за счет повышения межремонтного периода с помощью периодической очистки полости насоса, а также за счет увеличения безопасности и уменьшения осложнений при проведении спуско-подъемных операций с пакерными установками. Это, в свою очередь, повысит эффективность использования и насосного оборудования, и объектов разработки, и приведет к увеличению добычи нефти.

Поставленная задача решается тем, что скважинная насосная установка для добычи нефти в осложненных условиях, включающая спущенные в скважину последовательно на колонне труб насос и один или несколько пакеров, отличается тем, что оснащена дополнительно установленным непосредственно над насосом трехпозиционным обратным клапаном, состоящим из корпуса, шара, полого штока внутри корпуса, верхняя часть штока выполнена в виде седла для шара, а под седлом на нем выполнены сквозные радиальные каналы, втулки над шаром, подвижного полого поршня, расположенного на внешней образующей полого штока соосно с ним, и с возможностью перекрывать и открывать радиальные каналы полого штока, подвижный полый поршень подпружинен, причем если установка включает по крайней мере два пакера, то между ними в колонне труб установлен клапан уравнительный механического действия.

Установка оснащена устройствами для жесткого или скользящего герметичного соединения и разъединения частей колоны труб.

В колонне труб концентрично размещена колонна меньшего диаметра, низ которой соединен с узлом перекрестного сечения для перепуска газа, а также для подачи химических реагентов на прием насоса и в призабойную зону или колонна труб оснащена устройством для сепарации и инжекции, например струйным насосом.

В случаях исполнения насосных установок с концентрично размещенной колонной труб, ее верхняя часть связана с устьевой фонтанной арматурой, в полости которой установлен регулятор давления или штуцерная камера для газа.

На фиг.1-3 схематически представлена заявляемая установка.

На фиг.4 схематически представлен клапан обратный трехпозиционный в трех состояниях: при работе насосной установки (слева), при остановленной насосной установке (в центре), при прокачке через него различных по составу, свойствам и назначению жидкостей (справа).

На фиг.5 схематически представлен клапан уравнительный механического действия в двух состояниях: в закрытом при работе насосной установки (слева), в открытом при подъеме насосной установки с многопакерной компоновкой (справа).

На фиг.1-5 обозначены:

1. Эксплуатационная колонна.

2. Колонна труб.

3. Место негерметичности эксплуатационной колонны или интервал перфорации.

4. Пакер с узлом перепуска кабеля через себя.

5. Дополнительный канал.

6. Насос.

7. Клапан обратный трехпозиционный (КОТ).

8. Устройство для сепарации и инжекции жидкости и газа.

9. Устройство для жесткого или скользящего герметичного соединения и разъединения частей колонны труб.

10. Устьевая фонтанная арматура с регулятором давления или штуцерной камерой для газа.

11. Продуктивный пласт.

12. Узел перекрестного сечения.

13. Колонна труб меньшего диаметра.

14. Второй пакер.

15. Клапан уравнительный механического действия (КУМ).

16. Корпус КОТ.

17. Полый шток КОТ.

18. Седло.

19. Радиальные каналы КОТ.

20. Шар.

21. Втулка.

22. Пружина КОТ.

23. Подвижный полый поршень КОТ.

24. Корпус КУМ.

25. Радиальные каналы КУМ.

26. Полый шток КУМ.

27. Пружина КУМ.

Скважинная насосная установка с пакером для добычи нефти в осложненных условиях содержит: колонну труб 2, пакер с узлом перепуска кабеля через себя 4 и, возможно, с дополнительными каналами 5, насос 6, клапан обратный трехпозиционный (КОТ) 7. Дополнительно установка может содержать: устройство для жесткого или скользящего герметичного соединения и разъединения частей колонны труб 9, устройство для сепарации и инжекции жидкости и газа 8, например струйного насоса, или концентрично размещенную колонну труб меньшего диаметра 13 с узлом перекрестного сечения 12 для перепуска газа на поверхность, и одновременно, при необходимости, подачи химических реагентов на прием насоса или в призабойную зону скважины. Если установка содержит второй пакер 14, то она оснащена уравнительным клапаном механического действия (КУМ) 15.

Клапан обратный трехпозиционный (фиг.4) состоит из корпуса КОТ 16, полого штока КОТ 17 с седлом 18 и радиальными каналами КОТ 19, шара 20, втулки 21, пружины КОТ 22 с регулируемым усилием сжатия, подвижного полого поршня 23. Поршень 23 расположен на внешней образующей полого штока КОТ 17 соосно с ним. Поршень 23 подпружинен пружиной КОТ 22, расположенной между корпусом 16 и полым штоком 17. Пружина 22 ограничена с одной стороны выступом корпуса, а с другой подвижным поршнем 23, перекрывающим или открывающим радиальные каналы 19 полого штока 17. Втулка 21 над шаром 20 предназначена для удержания шара от выноса из рабочей зоны. Втулка может быть выполнена, например, в виде цанги со стороны шара с внутренним буртом на лепестках цанги для удержания шара 20 с обеспечением протока жидкости.

Клапан уравнительный механического действия (фиг.5) состоит из корпуса КУМ 24, радиальных каналов КУМ 25 на нем, полого штока КУМ 26, пружины КУМ 27. Пружина КУМ 27 расположена в корпусе КУМ 24 и фиксирует полый шток 26 в крайнем верхнем положении, и до определенного подъемного усилия препятствует перемещению корпуса КУМ 24 относительно полого штока КУМ 26. Это перемещение конструктивно ограничено выступами и буртами на корпусе 24 и полом штоке 26.

Скважинная насосная установка работает следующим образом.

Для добычи нефти из скважины при негерметичности эксплуатационной колонны 1 выше продуктивного пласта 11 насосную установку собирают в следующей последовательности: монтируют насос 6 (электроцентробежный или другой с приводом от погружного электродвигателя) на колонне труб 2, через заданное количество труб устанавливают клапан обратный трехпозиционный 7, пакер с узлом перепуска кабеля через себя 4 и дополнительными каналами 5, дополнительное устройство для жесткого или скользящего герметичного соединения и разъединения колоны труб 9. Спускают насосную установку до проектной глубины на колонне труб. Известным способом, в зависимости от конструкции пакера (механический, гидравлический или комбинированный), устанавливают пакер 4. Под пакером 4 может быть установлено устройство для сепарации и инжекции жидкости и газа 8. Дополнительные каналы 5 пакера 4 могут применяться для отвода газа из подпакерной зоны в надпакерную (показано на фиг.1 полой стрелкой снизу вверх). Над пакером устанавливают дополнительное устройство для жесткого или скользящего герметичного соединения и разъединения частей колонны труб 9. При наличии больших объемов растворенного газа в пластовой жидкости вместо устройства для сепарации и инжекции жидкости и газа 8 в колонну труб 2 концентрично спускают колонну труб меньшего диаметра 13 до герметичного соединения с узлом перекрестного сечения 12. Собирают устьевую фонтанную арматуру 10 и устанавливают регулятор давления или штуцерную камеру в полость, сообщающуюся с полостью колонны труб 13. Соединяют фонтанную арматуру 10 с нефте- и газосборной сетью. Запускают скважинную установку в работу.

При работе насоса 6 осуществляют контроль за производительностью насосной установки. В случае снижения производительности насосной установки или возрастания токовых нагрузок в приводе (из-за засорения или нарастания солевой корки на рабочих органах насоса 6) насосную установку останавливают. При этом шар 20 клапана обратного трехпозиционного 7 (фиг.4) опускается на седло 18 полого штока КОТ 17 и перекрывает переток жидкости в обратном направлении в полость насоса 6, таким образом осуществляется функция обратного клапана. Задаваемый расчетный перепад давления в клапане 7 над и под шаром 20, вызванный разностью давлений под пакером 4 на уровне клапана 7 и давлением столба жидкости в колонне труб 2 над клапаном 7, удерживается подвижным поршнем КОТ 23 и пружиной КОТ 22 с регулируемым усилием сжатия.

Закачивают специальную жидкость, например, для удаления солевой корки на рабочих органах насоса, насосным агрегатом с поверхности в полость колонны труб 2. При достижении расчетного значения давления над клапаном 7 подвижный поршень КОТ 23 преодолевает усилие пружины КОТ 22, опускается вниз и открывает радиальные каналы КОТ 19 полого штока КОТ 17. Создается сообщение над- и подклапанного пространства, специальная жидкость попадает в полость насоса 6 и очищает от различных отложений поверхность деталей насоса 6. После обработки полости насоса 6 специальной жидкостью избыточное давление снимается. Подвижный поршень КОТ 23 под действием пружины КОТ 22 с регулируемым усилием сжатия поднимается вверх, перекрывает радиальные каналы КОТ 19 полого штока КОТ 17, и клапан 7 приходит в исходное состояние обратного клапана. Клапан 7 удерживает столб жидкости над собой и облегчает запуск в работу насоса 6. Насосную установку запускают в работу. Также при оснащении скважинной насосной установки колонной труб меньшего диаметра 13 через нее в процессе работы насосной установки можно подавать на прием насоса и в призабойную зону скважины разного рода химические реагенты для улучшения условий работы насосной установки, в том числе и с изменениями, связанными с фазовыми состояниями жидкости и газа. При необходимости циклы очистки и обработки повторяются.

Подъем насосной установки производится обычным способом. В случаях осложнений при подъеме насосной установки, связанных с разностью давлений над и под пакером, что ведет к дополнительным нагрузкам при срыве и подъеме, производят разъединение верхней части колонны труб от пакера по дополнительному устройству для жесткого или скользящего герметичного соединения и разъединения частей колонны труб 9. После выравнивания давления и промывки головы пакера опять колонна труб соединяется с пакером и обычным способом производится подъем установки (фиг.1).

В случае, когда скважинная насосная установка включает концентрично размещенную колонну труб меньшего диаметра 13 (фиг.2, 3) первоначально извлекают колонну труб 13, после подъема которой выравнивается давление в полости труб выше пакера и в кольцевом пространстве под пакером. Если при натяжении колонны труб насосная установка с пакером идет на подъем без осложнений, то ведут ее подъем обычным способом; если же осложнен подъем, то производят работы по разъединению верхней части колонны труб от пакера по устройству для жесткого или скользящего герметичного соединения и разъединения частей колонны 9.

В случаях, когда в насосной установке используются несколько пакеров (фиг.3), то первоначально извлекают колонну труб меньшего диаметра 13, выравнивая давление в полости труб над верхним пакером и в затрубном пространстве под нижним пакером. Подъем насосной установки с двумя и более пакерными компоновками всегда затруднен из-за возникающего перепада давления над и под зоной пакерной герметизации. Величины дополнительных нагрузок, возникающих при превышении давления, создаваемого столбом жидкости на верхний пакер над давлением, действующим на нижний пакер, а также и давлением в пространстве между пакерами, могут превышать пределы допустимых нагрузок на колонну труб и оборудование.

При натяжении колонны труб 2 (фиг.3) с перемещением верхнего пакера 14 открывается уравнительный клапан механического действия 15 (фиг.5) за счет того, что корпус КУМ 24 жестко связан через резьбовое соединение с верхним пакером 14, а полый шток 26 соединен с нижним пакером 4. Нижний пакер 4 в этот момент неподвижен (для его перемещения необходимо большее усилие) и корпус КУМ 24, преодолевая усилие пружины КУМ 27, перемещается относительно полого штока КУМ 26 и открывает радиальные каналы КУМ 25. Происходит выравнивание давления в полости, ограниченной пакерами, а также над и под пакерными пространствами. После чего без дополнительных нагрузок на оборудование и без риска его поломки известным способом производится подъем скважинной насосной установки.

Таким образом, заявляемая скважинная насосная установка эффективнее за счет повышения межремонтного периода работы с помощью периодической очистки и уменьшения риска поломки насосной установки, в том числе при ее подъеме. Это, в свою очередь, повысит эффективность использования и насосного оборудования, и объектов разработки, что безусловно приведет к дополнительной добыче нефти при снижении эксплуатационных затрат.