RU124744U1 - Установка скважинного насоса для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов (варианты) - Google Patents

Abstract

1. Установка скважинного насоса для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов, включающая сдвоенный штанговый насос с разными диаметрами плунжеров, боковой всасывающий клапан верхнего насоса, горизонтальные и вертикальный с нагнетательным клапаном каналы верхнего плунжера, полый шток, соединяющий верхний и нижний плунжеры, всасывающий и нагнетательный клапаны нижнего насоса, пакер с проходящим через него нижним патрубком, телескопический разъем в патрубке между насосом и пакером, дополнительный цилиндр в патрубке с поршнем и трубкой малого диаметра, соединяющей надпоршневое пространство с дневной поверхностью, отличающаяся тем, что дополнительный цилиндр поршня, размещенный концентрично в нижнем патрубке, имеет в нижней части боковые каналы выхода жидкости нижнего пласта к приему насоса, а нижний торец дополнительного цилиндра перекрыт горизонтальной перемычкой с отверстием, причем высота расположения боковых каналов над горизонтальной перемычкой не превышает высоты поршня.2. Установка скважинного насоса для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов, включающая электроцентробежный насос, патрубок, соединенный с корпусом насоса и проходящий через пакер, разобщающий верхний и нижний пласты, телескопический разъем в патрубке, дополнительный цилиндр в патрубке с поршнем и трубкой малого диаметра, соединяющей надпоршневое пространство с дневной поверхностью, отличающаяся тем, что дополнительный цилиндр имеет в нижней части боковые каналы выхода жидкости нижнего пласта в ствол скважины, а нижний торец дополнительного цилиндра перекрыт горизонтальной перемычкой с отверстием

Description

Предлагаемая полезная модель относится к нефтяной отрасли и может быть использована для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) скважин, оборудованных установкой скважинного штангового насоса (УСШН) или установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН).

Известно, что для одновременно-раздельной. добычи нефти из пластов применяют установки скважинных насосов, позволяющие осуществлять отбор жидкостей из продуктивных горизонтов, между которыми устанавливается пакер [1, 2].

Для скважин, оборудованных УСШН (первый вариант), известны установки, включающие два сочлененных штанговых насоса разного диаметра, нижний из которых откачивает продукцию нижнего пласта, а верхний - верхнего пласта с помощью бокового клапана [1]. Установки имеют сложные конструкции насосов и низкую надежность, а также не позволяют производить измерения дебитов, обводненности и забойного давления нижнего пласта.

Наиболее близкой к предлагаемой полезной модели по первому варианту является штанговая насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов [3], позволяющая производить замеры дебита и обводненности каждого пласта благодаря использованию колонны полых штанг. Раздельный подъем жидкостей к устью скважины позволяет на поверхности замерять дебиты каждого пласта и обводненности нефти. Конструкция верхнего насоса включает два горизонтальных канала в плунжере, соединенных вертикальным каналом, в котором расположен нагнетательный клапан. Жидкость верхнего пласта через боковой клапан поступает в нижний горизонтальный канал и пройдя через вертикальный канал с нагнетательным клапаном, поступает в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) через верхний горизонтальный канал. Жидкость нижнего пласта откачивается нижним насосом, и попадая в пространство между наружной поверхностью верхнего плунжера и его вертикальным каналом, поступает в колонну полых штанг.

Недостатком этого устройства является невозможность измерения забойного давления нижнего пласта.

Для скважин, оборудованных УЭЦН (второй вариант) известна установка с дополнительной секцией рабочих колес, расположенной под погружным электродвигателем (ПЭД) [2].

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 низкая надежность, не исключающая возможный срыв работы дополнительной секции насоса из-за полного отсутствия сепарации газа на его приеме.

Наиболее близкой к предлагаемой полезной модели является установка для периодической раздельной добычи нефти из двух пластов [4].

В скважине устанавливаются два пакера, отсекающих верхний продуктивный пласт. Жидкости нижнего и верхнего пластов поступают в переключатель пластов, подключающим поочередно пласты к приему насоса. Переключение производится с помощью сжатого газа, поступающего по трубке малого диаметра с устья скважины к подпружиненному поршню.

Установка имеет сложную 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 и в рабочем состоянии [5].

Целью полезной модели является упрощение конструкции установки и обеспечение возможности замера параметров работы нижнего пласта.

Согласно первому варианту, поставленная цель достигается тем, что в известном устройстве, включающем сдвоенный штанговый насос с разными диаметрами плунжеров, боковой всасывающий клапан верхнего насоса, горизонтальные и вертикальный с нагнетательным клапаном каналы верхнего плунжера, полый шток, соединяющий верхний и нижний плунжеры, всасывающий и нагнетательный клапаны нижнего насоса, пакер с проходящим через него нижним патрубком, телескопический разъем в патрубке между насосом и пакером, дополнительный цилиндр в патрубке с поршнем и трубкой малого диаметра, соединяющий надпоршневое пространство с дневной поверхностью, дополнительный цилиндр поршня, размещенный концентрично в нижнем патрубке имеет в нижней части боковые каналы выхода жидкости нижнего пласта к приему насоса, а нижний торец дополнительного цилиндра перекрыт горизонтальной перемычкой с отверстием, причем высота расположения боковых каналов над горизонтальной перемычкой не превышает высоты поршня.

Согласно второму варианту, поставленная цель достигается тем, что в известном устройстве, включающем электроцентробежный насос, нижний патрубок, соединенный с корпусом насоса и проходящий через пакер, цилиндр с поршнем и трубкой малого диаметра, соединяющий поршневое пространство с дневной поверхностью, цилиндр поршня имеет в нижней части боковые каналы выхода жидкости нижнего пласта в ствол скважины, а нижний торец цилиндра перекрыт горизонтальной перемычкой с отверстием, причем высота расположения боковых каналов от горизонтальной перемычки не превышает высоту поршня.

На фиг.1, 2, 3, 4 представлена схема установки.

На фиг.1 и 3 представлена схема УСШН. В скважину 1 на колонне НКТ 2 спущен глубинный штанговый насос 3. Ниже насоса расположен приемный патрубок 4, проходящий через пакер 5, разобщающий пласты 6 и 7. В патрубке 4 размещен телескопический скользящий разъем 8. Под насосом в патрубке размещен дополнительный цилиндр 9 с поршнем 10, внутри которого выполнено проходное отверстие 11, перекрываемое снизу клапаном 12, поджимаемым пружиной 13. Нижний торец цилиндра 9 перекрыт горизонтальной перемычкой 14 с центральным отверстием. Цилиндр 9 выше перемычки 14 имеет боковые каналы 15. Верхняя часть цилиндра 9 соединена с трубкой 16 малого диаметра, выведенной на поверхность. На устье скважины эта трубка с помощью кранов 17, 18 и 19 соединена с емкостью 20 источника газа высокого давления. Между емкостью 20 и краном 17 установлены регулятор расхода газа 21 и записывающий манометр 22.

Глубинный штанговый насос 3, спущенный на обычных штангах 23, содержит плунжер 24, всасывающий 25 и нагнетательный 26 клапаны, горизонтальные каналы 27 и 28, соединенные вертикальным каналом 29, в котором размещен нагнетательный клапан 26. - Плунжер 24 соединен с плунжером 30 меньшего диаметра насоса со всасывающим 31 и нагнетательным 32 клапанами. Плунжеры 24 и 30 соединены патрубком 33.

Работа установки по первому варианту состоит в следующем.

Вначале в скважине 1 устанавливают пакер 5 с наружной трубой телескопического разъема 8. Далее в скважину спускают УСШН с патрубком 4 и внутренней трубой телескопического разъема 8 на конце. В качестве телескопического разъема используют цилиндр и плунжер обычного штангового насоса без обоих клапанов. Вместе с установкой в скважину снаружи НКТ и насоса спускают трубку малого диаметра 16. При работе УСШН жидкость нижнего пласта 7 через патрубок 4, отверстие в перемычке 14, каналы 15 поступает на прием нижнего насоса и через полый шток 33 поступает в пространство между стенкой плунжера 24 и вертикальным каналом 29, откуда откачивается в полость НКТ. Жидкость верхнего пласта 6 откачивается в НКТ через приемный клапан 25, горизонтальный канал 27, клапан 26, каналы 29 и 28. Таким образом, жидкости обоих пластов смешиваются в НКТ и откачиваются на поверхность.

В работающей скважине давление газа (к примеру, азота) в трубке 16 поддерживается равным атмосферному. Ввиду присутствия давления с нижней стороны поршня 10, последний остается прижатым к верхнему торцу цилиндра 9. В этот период на дневной поверхности с помощью обычных автоматизированных групповых установок производят измерения суммарного дебита обоих пластов 6 и 7 и общей обводненности.

Для определения параметров работы нижнего пласта производят подачу сжатого газа с постоянным расходом в трубку малого диаметра 16 на дневной поверхности. При подаче газа давление после регулятора 21 будет постоянно возрастать из-за сжатия газа в трубке 16. На фиг.5 прямая 1 показывает скорость роста давления в системе. Достигнув определенной величины давление стабилизируется (прямая 2). Это будет свидетельствовать о достижении равенства давлений на обе стороны поршня 10. Дальнейшее нагнетание газа будет происходить при практически неизмененном давлении Р_пр ввиду того, что поршень 10 начал перемещаться в цилиндре 9. При достаточно малом трении поршня 10 в цилиндре давление газа на устье будет соответствовать давлению в точке установки цилиндра 9 в патрубке 4. После достижения поршнем 10 крайнего нижнего положения боковые каналы 15 полностью перекроются и давление закачки газа начнет возрастать (линия 3 на фиг.5). Фиксация роста будет свидетельствовать о прекращении поступления жидкости пласта 7 в скважину. Поддержание давления закачки газа выше Р_пр определенное время позволяет за этот период (при работающей УСШН) измерить дебит скважины и обводненность, которые будут соответствовать дебиту и обводненности пласта 6. Забойное давление пласта 6 определяют по динамическому уровню жидкости в скважине до подачи газа в трубку 16. Забойное давление пласта 7 расчитывается по давлению Р^пр, плотности жидкости и глубине расположения кровли пласта 7 под поршнем 10. Дебит и обводненность нижнего пласта 7 определяют как разность предыдущих суммарных показателей измерения и показателей пласта 6 при перекрытии боковых каналов 15.

В тех случаях, когда имеют место утечки жидкости между поршнем 10 и цилиндром 9 при работе установки, перед началом всех работ производят вытеснение попавшей в трубку 16 жидкости давлением газа сверху. Для этого усилие сжатия пружины подбирается с таким расчетом, чтобы давление выдавливания было существенно выше давления на приеме насоса Р^пр. Далее давление снижается до атмосферного и начинается подача газа в трубку 16 с целью построения графика, приведенного на фиг.5. После проведения необходимых замеров давление в трубке 16 на устье скважины вновь снижают до атмосферного значения, при котором поршень 10 займет крайнее верхнее положение. После этого установка вернется в прежний режим работы.

Согласно второму варианту поставленная цель достигается тем, что в известном устройстве, включающем электроцентробежный насос, патрубок, соединенный с корпусом насоса и проходящий через пакер, разобщающий верхний и нижний пласты, телескопический разъем в патрубке, дополнительный цилиндр в патрубке с поршнем и трубкой малого диаметра, соединяющей надпоршневое пространство с дневной поверхностью, дополнительный цилиндр имеет в нижней части боковые каналы выхода жидкости нижнего пласта в ствол скважины, а нижний торец дополнительного цилиндра перекрыт горизонтальной перемычкой с отверстием, причем высота расположения боковых каналов над горизонтальной перемычкой не превышает высоты поршня.

На фиг.2 и 4 представлена схема установки. В скважину 1 на колонне НКТ 2 спущен электроцентробежный насос 3. Ниже насоса расположен приемный патрубок 4, проходящий через пакер 5, разобщающий пласты 6 и 7. В патрубке 4 размещен телескопический скользящий разъем 8. Под насосом в патрубке размещен дополнительный цилиндр 9 с поршнем 10, внутри которого выполнено проходное отверстие 11, перекрываемое снизу клапаном 12, поджимаемым пружиной 13. Нижний торец цилиндра 9 перекрыт горизонтальной перемычкой 14 с центральным отверстием. Цилиндр 9 выше перемычки 14 имеет боковые каналы 15. Верхняя часть цилиндра 9 соединена с трубкой 16 малого диаметра, выведенной на поверхность. На устье скважины эта трубка с помощью кранов 17, 18 и 19 соединена с емкостью 20 источника газа высокого давления. Между емкостью 20 и краном 17 установлены регулятор расхода газа 21 и записывающий манометр 22.Питание погружного электродвигателя 23 осуществляется через кабель 24 от станции управления 25.

Работа второго варианта установки состоит в следующем.

Вначале в скважине устанавливаются пакер 5 с наружной трубой телескопического разъема 8. Далее в скважину спускают насос 3 с патрубком 4 и внутренней трубой телескопического разъема 8 на конце. Вместе с насосом с наружной его стороны и НКТ спускается трубка 16. После того как внутренняя труба войдет во внешнюю трубу разъема 8, установка запускается в работу. При этом на установившемся режиме замеряются динамический уровень жидкости в скважине, суммарные дебит и обводненность продукции.

Для измерения параметров нижнего пласта производят закачку газа в надпоршневое пространство и производят операции, аналогичные первому варианту. Разница состоит лишь в том, что замеры дебита и обводненности нефти верхнего пласта 6 при перекрытии канала 15 поршнем 10 производят после стабилизации работы УСШН на новом режиме.

Технико-экономические преимущества установки скважинного насоса для ОРЭ состоят в простоте и надежности подземного оборудования, а также возможности получения полной информации о параметрах работы нижнего пласта.

Claims (2)

1. Установка скважинного насоса для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов, включающая сдвоенный штанговый насос с разными диаметрами плунжеров, боковой всасывающий клапан верхнего насоса, горизонтальные и вертикальный с нагнетательным клапаном каналы верхнего плунжера, полый шток, соединяющий верхний и нижний плунжеры, всасывающий и нагнетательный клапаны нижнего насоса, пакер с проходящим через него нижним патрубком, телескопический разъем в патрубке между насосом и пакером, дополнительный цилиндр в патрубке с поршнем и трубкой малого диаметра, соединяющей надпоршневое пространство с дневной поверхностью, отличающаяся тем, что дополнительный цилиндр поршня, размещенный концентрично в нижнем патрубке, имеет в нижней части боковые каналы выхода жидкости нижнего пласта к приему насоса, а нижний торец дополнительного цилиндра перекрыт горизонтальной перемычкой с отверстием, причем высота расположения боковых каналов над горизонтальной перемычкой не превышает высоты поршня.

2. Установка скважинного насоса для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов, включающая электроцентробежный насос, патрубок, соединенный с корпусом насоса и проходящий через пакер, разобщающий верхний и нижний пласты, телескопический разъем в патрубке, дополнительный цилиндр в патрубке с поршнем и трубкой малого диаметра, соединяющей надпоршневое пространство с дневной поверхностью, отличающаяся тем, что дополнительный цилиндр имеет в нижней части боковые каналы выхода жидкости нижнего пласта в ствол скважины, а нижний торец дополнительного цилиндра перекрыт горизонтальной перемычкой с отверстием, причем высота расположения боковых каналов над горизонтальной перемычкой не превышает высоты поршня.

Images