Способ одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов одной скважины. Одновременно раздельная добыча нефти


Способ одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов одной скважины

Изобретение относится к способам одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов одной скважины. Способ включает определение геолого-технических характеристик пластов, установку в скважине пакера, который располагают между двумя пластами, спуск в скважину одной колонны лифтовых труб с одним электродвигателем с приводом на два насоса и хвостовиком. При этом нижний насос при спуске располагают на расстоянии от пакера, равном расчетному динамическому уровню флюида нижнего пласта. Продукт нижнего пласта за счет давления в подпакерной зоне поступает на прием нижнего насоса и далее через обратный клапан (регулятор давления) подается в межтрубное пространство, перемешивается с флюидом верхнего пласта и верхним насосом откачивается на поверхность. Напорная характеристика каждого насоса может меняться в соответствии с геолого-техническими характеристиками каждого пласта. Технический результат заключается в повышении эффективности одновременно-раздельной добычи нефти. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к способам одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов одной скважины.

Известен способ одновременно-раздельной добычи нефти, включающий спуск в скважину колонны труб, пакера, расположенного между двумя пластами, и двух искусственных лифтов, причем нижний из них для добычи флюида из нижнего пласта спущен на колонне труб и выполнен электропогружным, состоящим, в основном, из насоса с входным модулем и погружного электродвигателя с силовым кабелем. Рабочие параметры электродвигателя подбирают в соответствии с дебитом нижнего пласта и располагают на глубине выше, ниже или на уровне нижнего пласта и поднимают флюид нижнего пласта на прием верхнего искусственного лифта, а для управляемого притока флюида верхнего пласта выше электропогружного насоса устанавливают перепускной клапан, закрывающийся при достижении заданного на нем перепада давления, или обратный клапан. При этом верхний искусственный лифт (электропогружной насос, штанговый насос) подбирают с рабочим параметром в соответствии с суммарным дебитом верхнего и нижнего пластов, спускают его выше клапана для управляемого притока флюида верхнего пласта и располагают па глубине выше, ниже или на уровне верхнего пласта. В зависимости от условий эксплуатации скважины погружную насосную установку оснащают дополнительным пакером для изоляции интервала негерметичности эксплуатационной колонны. Кроме того, электропогружной насос запускают в работу периодически как в процессе исследования параметров, так и в процессе добычи флюида из нижнего пласта при отсекании верхнего пласта путем закрытия перепускного или обратного клапана с повышением давления в колонне труб на его уровне, а верхний искусственный лифт запускают в основном для одновременной добычи флюида из верхнего и нижнего пластов при открытом перепускном или обратном клапане / Заявка на изобретение RU 2007114215 А, МПК Е21В 43/00 (2006.01). Заявл.: 16.04.2007. Опубл.: 27.10.2008/.

Недостатком известного способа является недостаточная эффективность процесса добычи нефти, обусловленная тем, что данный способ предусматривает использование большого количества элементов, в том числе дополнительного пакера. Кроме того, данный способ не предусматривает использование эффекта естественного фонтанирования разрабатываемых пластов. Насосные установки размещаются на глубине, близкой к глубине разрабатываемых пластов, что заметно увеличивает высоту столба продукта, вытесняемого на поверхность. Это приводит к необходимости использования более мощного электрооборудования. Кроме того, данный способ не обеспечивает максимально допустимого извлечения флюида из пластов с учетом их индивидуальных геолого-технических характеристик.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ одновременно-раздельной добычи нефти, включающий спуск в скважину колонны труб, пакера, располагаемого между двумя пластами, электроприводного насоса, снабженного входным модулем, погружного электродвигателя и по меньшей мере одного управляемого электрического клапана с запорным элементом. Открытием его регулируют поток флюида, проходящего через клапан к вышерасположенному входному модулю электроприводного насоса. Причем электрический клапан располагают над пакером. При этом электрический клапан обеспечивает гидравлическую связь входного модуля электроприводного насоса или с подпакерным пространством, или с пространством над пакером, или одновременно с обоими пространствами / Патент RU 2385409 С2, МПК Е21В 43/00 (2006.01), Е21В 47/12 (2006.01). Заявл.: 13.05.2007. Опубл.: 27.03.2010/.

Недостатком способа одновременно-раздельной добычи нефти, выбранного в качестве прототипа, является недостаточная эффективность процесса добычи нефти, обусловленная тем, что данный способ не предусматривает использование эффекта естественного фонтанирования разрабатываемых пластов. Насосная установка размещается на глубине, близкой к глубине разрабатываемых пластов, что заметно увеличивает высоту столба продукта, вытесняемого на поверхность. Данный способ не обеспечивает максимально допустимого извлечения флюида из пластов, т.к. при одновременном извлечении флюида из обоих пластов при разнице давлений в них происходит перетекание продукта из пласта в пласт и возможно блокирование притока из одного пласта.

Задачей заявляемого изобретения является повышение эффективности одновременно-раздельной добычи нефти путем обеспечения максимально допустимого извлечения флюида из пластов с учетом их индивидуальных геолого-технических характеристик.

Поставленная задача достигается тем, что в способе одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов в скважине, включающем определение их геолого-технических характеристик, установку в скважине пакера, который располагают между двумя пластами, спуск в скважину одной колонны лифтовых труб с одним электродвигателем с приводом на два насоса и хвостовиком, нижний насос при спуске располагают на расстоянии от пакера, равном расчетному динамическому уровню флюида нижнего пласта. При этом продукт нижнего пласта за счет давления в подпакерной зоне поступает на прием нижнего насоса и далее через обратный клапан (регулятор давления) подается в межтрубное пространство, перемешивается с флюидом верхнего пласта и верхним насосом откачивается на поверхность. Кроме того, напорная характеристика каждого насоса может меняться в соответствии с геолого-техническими характеристиками каждого пласта.

Принципиальная компоновочная схема скважины для реализации предлагаемого способа приведена на чертеже.

Способ одновременно-раздельной добычи нефти реализуется следующим образом.

Определяются геолого-технические характеристики пластов 1 и 2.

Осуществляется спуск в скважину пакера 3, который располагают между двумя пластами, а также спуск в скважину одной колонны лифтовых труб 4 с одним электродвигателем 5 с приводом на насосы 6 и 7 и хвостовиком 8, нижний насос 7 при спуске располагают на расстоянии «А» от пакера 3, равном расчетному динамическому уровню флюида нижнего пласта. При этом продукт нижнего пласта за счет давления в подпакерной зоне 9 поступает на прием нижнего насоса 7 и далее через обратный клапан 10 (регулятор давления) подается в межтрубное пространство, перемешивается с флюидом верхнего пласта и верхним насосом 6 откачивается на поверхность.

Предложенный способ одновременно-раздельной добычи нефти исключает недостатки, присущие как аналогу, так и прототипу. Использование эффекта естественного фонтанирования разрабатываемых пластов позволяет устанавливать электронасосы относительно уровня пакера на высоте расчетного динамического уровня флюида нижнего пласта. Это позволяет максимально использовать энергию пласта. Кроме того, данный способ обеспечивает максимально допустимое извлечение флюида из пластов, т.к. при разнице давлений в них наличие обратного клапана на выкиде нижнего насоса исключает перетекание продукта из пласта в пласт.

Таким образом, заявляемое изобретение позволяет повысить эффективность одновременно-раздельной добычи нефти.

1. Способ одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов одной скважины, включающий определение их геолого-технических характеристик, спуск в скважину пакера, который располагают между двумя пластами, спуск в скважину одной колонны лифтовых труб с одним электродвигателем с приводом на два насоса и хвостовиком, отличающийся тем, что нижний насос при спуске располагают на расстоянии от пакера, равном расчетному динамическому уровню флюида нижнего пласта, при этом продукт нижнего пласта за счет давления в подпакерной зоне поступает на прием нижнего насоса и далее через обратный клапан (регулятор давления) подается в межтрубное пространство, перемешивается с флюидом верхнего пласта и верхним насосом откачивается на поверхность.

2. Способ одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов по п.1, отличающийся тем, что напорная характеристика каждого насоса может меняться в соответствии с геолого-техническими характеристиками каждого пласта.

www.findpatent.ru

4.5 Одновременная раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной

Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений показывает, что более половины всех капитальных вложений приходится на бурение скважин. Кроме того, не всегда в пластах содержатся рентабельные для извлечения самостоятельной сеткой скважин запасы нефти и газа. Уменьшить затраты на бурение скважин и сделать рентабельной добычу нефти и газа из пластов с небольшими запасами позволяет одновременная раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной (ОРЭ).

Метод ОРЭ заключается в том, что пласты в скважине разобщаются с помощью специальных устройств (пакеров) и для каждого пласта создаются отдельные каналы для выхода продукции на поверхность, снабженные соответствующим оборудованием.

Принципиальные схемы ОРЭ приведены на рисунке 4.17 (насосное оборудование, фильтры, якори условно не показаны). Приодновременной эксплуатации двух пластов с одним пакером (Рисунок 4.17 а) продукция нижнего пласта отводится на подъемной трубе, нижнего — по межтрубному пространству. В случае одновременнойэксплуатации трех пластов с двумя пакерами (Рисунок 4.17 б) используются две подъемные трубы, а с тремя пакерами (Рисунок 4.17 в) — три трубы.

Рисунок 4.17 — Принципиальные схемы ОРЭ

а) — эксплуатация двух пластов с одним пакером; б) — эксплуатация трех пластов с двумя пакерами; в) — эксплуатация трех пластов с тремя пакерами

Продукция разных пластов доставляется на поверхность отдельно, что позволяет не смешивать разносортные (например, высокосернистые и малосернистые) нефти. Более того, одновременно ложно добывать из одного пласта нефть, а из другого — газ. Различными могут быть и способы эксплуатации разных пластов. Согласно терминологии принято для краткости именовать ту или иную технологическую схему совместной эксплуатации названием способа эксплуатации сначала нижнего, а затем верхнего пласта.

Например, схема насос-фонтан означает, что нижний пластэксплуатируется насосным способом, а верхний — фонтанным.

Возможности раздельной эксплуатации пластов через одну скважину существенно зависят от диаметра эксплуатационной колонны. Если он мал (меньше 168 мм), то диаметры подъемных труб невелики и их гидравлическое сопротивление является повышенным, что отрицательно сказывается на дебите скважин

4.6 Общие понятия о подземном и капитальном ремонте скважин

Все работы по вводу скважин в эксплуатацию связаны со спуском в них оборудования: НКТ, глубинных насосов, насосных штанг и т.п.

В процессе эксплуатации скважин фонтанным, компрессорным или насосным способом нарушается их работа, что выражается в постепенном или резком снижении дебита, иногда даже в полном прекращении подачи жидкости.

Работы по восстановлению заданного технологического режима эксплуатации скважины связаны с подъемом подземного оборудования для его замены или ремонта, очисткой скважины от песчаной пробки желонкой или промывкой, с ликвидацией обрыва или отвинчивания насосных штанг и другими операциями.

Изменение технологического режима работ скважин вызывает необходимость изменения длины колонны подъемных труб, замены НКТ, спущенных в скважину, трубами другого диаметра, УЭЦН, УШСН, ликвидации обрыва штанг, замены скважинного устьевого оборудования и т.п. Все эти работы относятся к подземному (текущему) ремонту скважин и выполняются специальными бригадами по подземному ремонту.

Более сложные работы, связанные с ликвидацией аварии с обсадной колонной (слом, смятие), с изоляцией появившейся в скважине воды, переходом на другой продуктивный горизонт, ловлей оборвавшихся труб, кабеля, тартального каната или какого-либо инструмента, относятся к категории капитального ремонта.

Работы по капитальному ремонту скважин выполняют специальные бригады. Задачей промысловых работников, в том числе и работников подземного ремонта скважин, является сокращение сроков подземного ремонта, максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.

Высококачественный подземный ремонт — главное условие увеличения добычи нефти и газа. Чем выше качество ремонта, тем больше межремонтный период и тем эффективнее эксплуатация скважины.

Под межремонтным периодом работы скважин понимается продолжительность фактической эксплуатации скважины от ремонта до ремонта, т.е. время между двумя последовательно проводимыми ремонтами.

Продолжительность межремонтного периода работы скважины обычно определяют один раз в квартал (или полугодие) путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение квартала (полугодия), на число подземных ремонтов за то же рабочее время в данной скважине.

Для удлинения межремонтного периода большое значение имеет комплексный ремонт — ремонт наземного оборудования и подземный ремонт скважины. Чтобы гарантийный срок работы скважины был выдержан, ремонт наземного оборудования должен быть совмещен с подземным ремонтом. Поэтому на промысле заранее должны быть составлены комплексные графики на подземный ремонт и на ремонт наземного оборудования.

Коэффициент эксплуатации скважин— отношение времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год.

Коэффициент эксплуатации всегда меньше 1 и в среднем по нефте- и газодобывающим предприятиям составляет 0.94 – 0.98, т.е. от 2 до 6 % общего времени приходится на ремонтные работы в скважинах.

Текущий ремонт выполняет бригада по подземному ремонту. Организация вахтовая — 3 человека: оператор с помощником у устья и тракторист-шофер на лебедке.

Капитальный ремонт выполняют бригады капитального ремонта, входящие в состав сервисных предприятий нефтяных компаний.

studfiles.net

Одновременно-раздельная эксплуатация скважины - это... Что такое Одновременно-раздельная эксплуатация скважины?

 Одновременно-раздельная эксплуатация скважины         (a. multi-level oil and gas recovery; н. Mehrzonenforderung aus einer Sonde; ф. exploitation des puits а partir de deux horizons productifs; и. explotacion de pozos simultaneomente-dividida, explotaciуon de sondeo simultaneomente-dividida) - совместная эксплуатация двух и более продуктивных пластов одной скважиной. Применяется для добычи нефти (газа), a также для закачки воды - при заводнении нефт. пластов, рабочих агентов - для повышения нефте- и конденсатоотдачи, газа - в процессе создания подземных хранилищ газа и др. B скважину спускают спец. оборудование (установки), обеспечивающие транспортирование продукции каждого пласта на поверхность (или закачку c поверхности в каждый пласт) по самостоятельным (или совместному) каналам, независимое регулирование и отработку пластов, a также проведение исследований, операций по освоению и глушению каждого пласта, технол. воздействие на его призабойную зону. O.-p. э. c. позволяет сократить затраты на разбуривание, обустройство и эксплуатацию м-ний. Технол. схемы O.-p. э. c. классифицируют по кол-ву эксплуатируемых пластов; установки O.-p. э. c.- по конструктивному оформлению; c концентрическими, параллельными и одноколонными рядами насосно-компрессорных труб (HKT), a также c регулированием отбора или закачки продукции по каждому пласту. Условия эксплуатации (величина газового фактора, содержание газового конденсата, уровень пластовых давлений и темп-p, состав добываемой или закачиваемой продукции, наличие агрессивных примесей, песка, парафина, минеральных солей и т.д.) влияют на конструктивные особенности установок и технол. схемы O.-p. э. c. Различают установки по добыче и по закачке. Первые в зависимости от способа добычи подразделяются на установки по добыче нефти и газа фонтанным или газлифтным (внутрискважинный газлифт) способами, a также добычи нефти глубиннонасосным или фонтанным и глубиннонасосным способами одновременно. Установки по закачке бывают c регулированием расхода на устье или на забое скважины. Добыча нефти из двух и трёх пластов фонтанным способом осуществляется установками c концентрич. и параллельными рядами HKT. Напр., установка ЗУФК (трёхрядная установка фонтанная c концентрич. подвеской HKT) обеспечивает эксплуатацию двух пластов, в продукции к-рых содержится парафин и песок; комплектуется тремя концентрич. рядами HKT (фонтанную арматуру дополняют двумя крестовинами). Добыча осуществляется по внутр. и наруж. HKT, средний ряд HKT и разобщитель пластов предназначены для операций по освоению скважины, глушению и др. Добычу газа из двух, трёх и более пластов фонтанным способом осуществляют установками c параллельными рядами HKT. B установках УГП (установки газовые c параллельными рядами HKT) в коррозионно-стойком исполнении предусмотрена возможность заполнения затрубного пространства ингибитором коррозии и гидратообразования, к-рый подают в полость HKT через ингибиторный клапан. Для освоения скважины и промывки пробок используют циркуляционные клапаны. Независимое извлечение пакеров обеспечивается разъединителем колонн. O.-p. э. c. осуществляется также при газлифтной добыче нефти и газа (см. Газлифт), для чего скважину оборудуют установками внутрискважинного газлифта, напр. типа УВЛГ.         Одновременно-раздельная добыча нефти глубиннонасосным способом c использованием штанговых или электроцентробежных насосов осуществляется установками c параллельными рядами HKT (или один ряд HKT) по схемам c последовательно или параллельно соединёнными насосами, a также c одним насосом (в зависимости от условий эксплуатации предусмотрены многочисленные модификации установок).         O.-p. э. c. (нефтяных) одновременно фонтанным и глубиннонасосным способами осуществляют по схемам "фонтан - насос" (ниж. пласт фонтанирует) и "насос - фонтан" (верх. пласт фонтанирует). B случае нефт. пластов c малым газовым фактором используются установки УНФ и УФН (рис. 1). Здесь нефть и выделяющийся газ добывают по одной колонне HKT. При больших газовых факторах используют установки, в к-рых нефть и выделяющийся газ добывают по параллельным рядам HKT.  Рис. 1. Установки типов УНФ c концентрической подвеской насосно-компрессорных труб: 1 - станок-качалка; 2 - <a href=фонтанная арматура; 3 - золотниковый клапан; 4 - штанговый насос; 5 - коническая глухая подвеска; 6 - перепускной клапан; 7 - промежуточный пакер"> Рис. 1. Установки типов УНФ c концентрической подвеской насосно-компрессорных труб: 1 - станок-качалка; 2 - фонтанная арматура; 3 - золотниковый клапан; 4 - штанговый насос; 5 - коническая глухая подвеска; 6 - перепускной клапан; 7 - промежуточный пакер.         O.-p. э. c. при закачке, напр. воды одной скважиной в три пласта (рис. 2), осуществляется c автоматич. регулированием расхода закачиваемого агента на забое или устье скважины; изменение режима закачки производят без извлечения скважинного оборудования.  Рис. 2. Установка типа УВК-ЗР для закачки воды в три пласта одной скважиной: 1 - арматура; 2 - якорь; 3 - трубный гидравлический домкрат; 4 - пакер; 5 - регулятор расхода воды; 6 - промывочный клапан (a - режим закачки, б - режим обратной промывки) Рис. 2. Установка типа УВК-ЗР для закачки воды в три пласта одной скважиной: 1 - арматура; 2 - якорь; 3 - трубный гидравлический домкрат; 4 - пакер; 5 - регулятор расхода воды; 6 - промывочный клапан (a - режим закачки, б - режим обратной промывки). Литература: Муравьев B. M., Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, M., 1973. Б. П. Гвоздев.

Горная энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия. Под редакцией Е. А. Козловского. 1984—1991.

  • Одинцов М. М.
  • Одноковшовый экскаватор

Смотреть что такое "Одновременно-раздельная эксплуатация скважины" в других словарях:

  • ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ — способ одноврем. эксплуатации двух или трёх изолир. пластов одной скважины с раздельным подъёмом их продукции по изолир. друг от друга каналам. Применяется при эксплуатации многопластовых залежей нефти и газа, содержащих углеводороды, смешивать к …   Большой энциклопедический политехнический словарь

  • Разработка газовых месторождений —         (a. development of gas field, exploitation of gas field; н. Erdgaslagerstattenabbau; ф. exploitation des gisements de gaz; и. explotacion de yacimientos de gas) комплекс работ по извлечению природного газа из пласта коллектора. Под… …   Геологическая энциклопедия

dic.academic.ru

Одновременно раздельная эксплуатация двух пластов по различным схемам

Наиболее простой схемой оборудования скважины для ОРЭ двух пластов одной скважиной является система с двумя параллельными рядами НКТ 2 (рис. 8.1), работающая по схеме фонтан - фонтан.

Один ряд труб имеет на конце пакер 1, устанавливаемый в промежутке между двумя пластами. На колонне НКТ, эксплуа­тирующей нижний пласт, устанавливаются малогабаритные пусковые клапаны 3 с принудительным открытием. В НКТ, по которым поступает продукция верхнего пласта, также уста­навливаются клапаны 4 специальной конструкции, которые открывают принудительно с поверхности спуском в НКТ оправки на проволоке, отжимающей пружинные клапаны для впуска газа из обсадной колонны. Обо­рудование устья состоит из тройника 5 для сообщения с пространством обсадной колонны и планшайбы, на которой под­вешиваются оба ряда НКТ и уплотняются двухрядным сальником 6. Продукция из каждого пласта поступает на поверхность без смешивания и через тройники 7 отво­дится в нефтесборную сеть. Оба пласта осваиваются закачкой газа в обсадную колонну через тройник 5, причем освоение можно проводить раздельно. После пере­хода на нормальный режим фонтанирова-

Рис. 8.1. Схема установки для раздель­ной эксплуатации двух пластов с двумя параллельными рядами труб по схеме фонтан – фонтан

ния подача газа в колонну прекращается. Борьба с отложениями парафина может осуществляться закачкой пара в пространство обсадной колонны от передвижной паровой установки (ППУ) или с малогабаритными скребками, спускаемыми на проволоке через лубрикатор с помощью автоматической лебедки. Работа обоих пластов регулируется, как обычно, сменой штуцеров на арматуре устья.

При спуске двух параллельных рядов труб с использовани­ем оборудования, показанного на рис. 8.1, можно осуществить раздельную эксплуатацию двух пластов по схемам фонтан-насос или насос-фонтан. В этом случае одна из колонн НКТ, пред­назначенная для эксплуатации верхнего или нижнего пласта с помощью ШСН, берется большего диаметра, допускающего спуск в них вставного насоса. Сначала спускается колонна НКТ, предназначенная для эксплуатации нижнего пласта с раздели­тельным пакером для изоляции пластов друг от друга. Затем спускается вторая колонна. На колонне НКТ, предназначенной для фонтанной эксплуатации, устанавливаются шариковые малогабаритные пусковые клапаны с принудительным открыти­ем с поверхности с помощью оправки, спускаемой на проволоке через лубрикатор. На второй колонне НКТ большего диаметра, предназначенной для насосной эксплуатации на заранее опреде­ленной глубине, устанавливается замковая опора для посадки на нее вставного насоса, спускаемого на штангах. Для того чтобы при спуске или подъеме колонны НКТ не происходило зацепле­ние муфт, над последними устанавливаются конические кольца (по одному кольцу над каждой муфтой обоих колонн). На устье скважины специальная арматура должна обеспечивать выход продукции пласта, эксплуатируемого фонтанным способом, и установку тройника и сальника для полированного штока штанговой насосной установки, эксплуатирующей второй пласт. Борьба с отложениями парафина проводится при этой схеме, как обычно: в фонтанной колонне - малогабаритными скребками, а в насосной колонне - с помощью установки на штангах пластинчатых скребков и штанговращателя. Пласты при работе по схеме фонтан-насос исследуют следующим обра­зом: нижний пласт, фонтанный - малогабаритным манометром, спускаемым на проволоке в НКТ, а изменение отбора достига­ется сменой штуцеров; верхний пласт, насосный - с помощью эхолота. При этом отбор регулируется изменением режима откачки, т.е. длины хода или числа качаний станка-качалки. При работе по схеме насос-фонтан измерение динамического уровня нижнего, насосного пласта становится невозможным, так как он перекрывается пакером. Таким образом, исследова­ние нижнего пласта может ограничиваться только получением зависимостей подачи насоса от длины хода или числа качаний. Построение индикаторной линии исключается из-за невозмож­ности измерения забойных давлений. Исследование верхнего, фонтанного пласта осуществимо в полном объеме обычными способами, так как доступ к верхнему пласту через фонтанные трубы открыт.

Применение описанных установок ограничено трудно­стями спуска двух параллельных рядов труб, герметизации устья, отсутствием выхода отсепарированного подпакерного газа при работе по схеме насос - фонтан и необходимостью его пропуска через насос, а также малыми габаритами обсадных колонн. Однако установки подобного типа обладают важным достоинством - наличием раздельных каналов для продукции обоих пластов. Это может иметь решающее значение при экс­плуатации двух пластов, когда один из них дает сернистую нефть, которую, как правило, собирают, транспортируют и пере­рабатывают отдельно, без смешивания с обычной парафинистой или масляной нефтью.

Сложнее установки для раздельной эксплуатации, в кото­рых используют погружной центробежный электронасос (рис. 8.2). Подземное оборудование состоит из пакера 1, устанавли­ваемого в промежутке между двумя пластами, центробежного насоса 2, заключеного в специальный кожух 3 для перевода жидкости нижнего пласта из-под пакера к приемной сетке ПЦЭН, находящейся над электродвигателем и гидрозащитным устройством насоса; разобщителя 4, позволяющего с помощью плунжера 5 сообщать межтрубное пространство скважины с внутренней полостью НКТ. Жидкость нижнего пласта через пакер поднимается по кольцевому зазору между кожухом 3 и насосом 2, охлаждает при этом электродвигатель и попадает по каналу в переводнике на прием центробежного насоса, рас­положенного выше переводника кожуха.

Далее, минуя обратный клапан и разобщитель 4, жидкость нижнего пласта попадает в НКТ. Жидкость верхнего, фонтан­ного пласта проходит по кольцевому зазору между обсадной колонной и кожухом ПЦЭН, достигает разобщителя 4 и через боковое отверстие в разобщителе и плунжере 5 попадает в НКТ. Таким образом, жидкости обоих пластов выше разобщителя смешиваются и поднимаются по НКТ. Разобщитель 4 имеет сменный плунжер 5, в котором заблаговременно устанавлива­ется штуцер заданного размера, зависящий от установленной нормы отбора жидкости из верхнего фонтанного пласта. Плун­жер 5 спускается в НКТ на обычной скребковой проводке через лубрикатор с помощью ловильного или посадочного приспосо­бления. Наличие двух обратных клапанов (один под пакером, второй над ПЦЭН) и разобщителя 4 позволяет осуществлять промывку либо через межтрубное пространство в НКТ, либо через НКТ в межтрубное пространство (прямую или обратную) и, таким образом, осваивать верхний пласт. После освоения фонтанного пласта, установления его режима работы и спуска плунжера 5 с соответствующим штуцером осваивается нижний пласт запуском насоса.

Описанное подземное оборудование спускается в скважину на НКТ и подвешивается в обсадной колонне на специальном плашечном трубном якоре 6, в котором предусмотрен проход для электрокабеля 8. Трубный якорь б воспринимает нагрузку от веса НКТ 7 и не передает ее на подвешенное насосное обо­рудование благодаря подвижному сальниковому сочленению нижней и верхней частей НКТ в якоре 6. На устье скважины устанавливается обычная фонтанная арматура 9 и станция управления с автотрансформатором. Установка не позволяет исследовать скважину традиционными способами. Однако допускает обычное измерение манометром давления в НКТ над разобщителем 4. Зная это давление и потери давления в штуцере плунжера 5 (по результатам его тарировки), можно косвенно определить давление против верхнего, фонтанного пласта. Сменой штуцеров и повторными измерениями давления над разобщителем можно получить зависимость изменения сум­марного дебита обоих пластов от забойного давления верхнего, фонтанного пласта. Однако такая информация не позволяет построить индикаторные линии для обоих пластов. Благодаря наличию одного канала для движения жидкости довольно про­сто решается проблема борьбы с отложениями парафина. С этой целью могут быть применены либо остеклованные трубы, либо другие методы очистки парафиновых отложений.

Не менее сложны установки для раздельной эксплуатации обоих пластов штанговыми насосами. Специальными конструк­торскими бюро и проектными институтами разработано много установок для раздельной эксплуатации двух пластов через одну скважину. Как правило, все эти конструкции основаны на принципе наиболее полного использования стандартного оборудования, вставных и невставных насосов при возможно малом добавлении специальных узлов и деталей Трудности с установкой или извлечением оборудования при ремонтных работах, прихваты пакеров, трудности при промывках для

 

Рис. 8.2. Схема установки для раздельной эксплуа­тации двух пластов типа насос - фонтан с применением

ПЦЭН

удаления механических осадков и солей, невозможность раз­дельного определения дебита каждого пласта и их исследования, сложности с отводом подпакерного газа для улучшения коэф­фициента наполнения и низкий коэффициент эксплуатации скважин с установленным оборудованием для раздельной эксплуатации привели к тому, что несмотря на большое число подобных конструкций на практике они не нашли широкого применения.

Для раздельной эксплуатации двух пластов по схеме на­сос — насос используются штанговые установки типа УГР на месторождениях с низким газовым фактором нижнего пласта, У HP — с резко отличающимися давлениями пластов и УГРП — с раздельной транспортировкой продукции каждого пласта.

Установка УГР (рис. 8.3) состоит из наземного и подземного оборудования. Наземное оборудование включает в себя обо­рудование устья и станок-качалку, применяемые при обычной добыче нефти скважинными штанговыми насосами из одного пласта. Подземное оборудование выпускается в невставном (рис. 8.3, а) и вставном (рис. 8.3, б) исполнениях и включает в себя разобщающий пакер, нижний насос обычного типа НСВ1 с замковой опорой или НСН2. Насос для эксплуатации верх­него пласта — специальный, имеющий неподвижный плунжер и подвижный цилиндр. Работа верхнего и нижнего насосов синхронна. Возвратно-поступательное движение от станка-качалки передаются через колонну насосных штанг цилиндру верхнего насоса, а затем через специальную штангу — нижней колонне штанг и плунжеру нижнего насоса.

Жидкость, подаваемая нижним насосом, проходит через продольный канал в посадочном конусе верхнего насоса и по­падает подъемные трубы над верхним насосом. Жидкость, отка­чиваемая верхним насосом, через полый шток, всасывающий и нагнетательный клапаны поступает в колонну подъемных труб, где смешивается с жидкостью из нижнего пласта.

В установке невставного исполнения колонна насосных штанг соединяется с цилиндром верхнего насоса при помощи автосцепа, который позволяет использовать с колонной подъ­емных труб меньшего диаметра насос большего размера и обе­спечивает форсированный отбор жидкости из пластов.

В установке типа 1УНР (рис. 8.3, в, г), включающей станок-качалку, оборудование устья, специальный штанговый насос вставного или невставного исполнения, автоматический пере­ключатель пластов и пакер, при ходе плунжера вверх проис­ходит заполнение цилиндра насоса сначала жидкостью пласта с меньшим давлением, а затем (после прохождения плунжером отверстия на боковой поверхности цилиндра) —жидкостью пласта с высоким давлением. При ходе плунжера вниз жидкость обоих пластов нагнетается в насосно-компрессорные трубы. Поступление жидкости из верхнего и нижнего пластов, разоб­щенных пакером, на прием насоса через канал б (см. рис. 8.3, в, г) и на боковой поверхности через отверстие а регулируется с помощью переключателя пластов.

Похожие статьи:

poznayka.org

Установка для одновременно-раздельной добычи и закачки

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, в частности к скважинным установкам для одновременно-раздельной добычи и закачки. Установка содержит две колонны коаксиально установленных насосно-компрессорных труб разного диаметра, насос, устройство для разделения потоков закачиваемой и отбираемой жидкости, клапан на линии закачиваемой жидкости, пакер для разобщения продуктивного и нагнетательного пластов и устьевую арматуру. В качестве насоса использован электроцентробежный насос. Устройство для разделения потоков закачиваемой и отбираемой жидкости размещено выше насоса. Между насосом и пакером установлен узел перемещения, в который вмонтированы трубы грузонесущие для прохождения закачиваемой жидкости, состыкованные в верхней части с развилкой, размещенной на уровне устройства для разделения потоков закачиваемой и отбираемой жидкости. Клапан на линии закачиваемой жидкости закачки расположен ниже пакера, который входит в состав пакерной компоновки, включающей разъединители колонн, промывочное и противополетные устройства. Технический результат - повышение надежности и безопасности эксплуатации установки, упрощение ее демонтажа и обеспечение возможности добычи нефти в большем объеме. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, в частности к скважинным установкам для одновременно-раздельной добычи и закачки.

Известно устройство для одновременно-раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт [Патент №2297521 RU, E21B 43/14, опубликовано 20.04.2007], содержащее перфорированную обсадную колонну в интервале от продуктивного до нагнетательного пласта, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), перфорированную в интервале от обводненной части продуктивного пласта до нагнетательного пласта, пакер, верхний и нижний (нижний насос перевернут) насосы, камеронакопитель, хвостовик и обратный клапан.

Недостатками данной установки является сложность обеспечения оптимальных по производительности режимов работы верхнего и нижнего насосов, т.к. дебиты разделенных на составляющие нефти и воды являются переменными величинами, которые зависят от свойств нефтяного пласта. Кроме того, поток жидкостей раздваивается на потоки с неопределенным соотношением: один движется в скважине, а другой вне насосно-компрессорных труб, в результате чего возможна закачка нижним электроцентробежным насосом нижнего пласта водонефтяной смеси.

Известна установка для одновременно-раздельной добычи и закачки в одной скважине [патент на ПМ №131075 RU, E21B 43/14, опубл. 10.08.2013], содержащая устьевую арматуру, штанговый насос, две колонны насосно-компрессорных труб разного диаметра, расположенные коаксиально с образованием кольцевого зазора, пакер для разобщения продуктивного и нагнетательного пластов, устройство для разделения потоков закачиваемой и отбираемой жидкости, размещенное ниже насоса, термобарокомпенсатор и клапан для проведения операции глушения, установленный на линии закачки жидкости в пласт между устройством для разделения потоков и пакером. В установке отбор жидкости осуществляется по внутреннему каналу колонны НКТ меньшего диметра, а закачка - по кольцевому зазору между колоннами НКТ.

Недостатками данной установки являются ограниченная производительность применяемого штангового глубинного насоса, недостаточная герметичность изоляции пластов из-за возможности осевого перемещения пакера, снижающего надежность и безопасность эксплуатации установки, а также сложность демонтажа установки в случае прихвата пакера.

Установка по патенту №131075 RU является наиболее близкой по технической сущности к заявляемой и принята за прототип.

Настоящее изобретение направлено на повышение надежности и безопасности эксплуатации установки, упрощение ее демонтажа и обеспечение возможности добычи нефти в большем объеме.

Указанный технический результат достигается за счет того, что в установке для одновременно-раздельной добычи и закачки, содержащей две колонны коаксиально установленных насосно-компрессорных труб разного диаметра, насос, устройство для разделения потоков закачиваемой и отбираемой жидкости, клапан на линии закачиваемой жидкости, пакер для разобщения продуктивного и нагнетательного пластов и устьевую арматуру, согласно изобретению в качестве насоса использован электроцентробежный насос, устройство для разделения потоков закачиваемой и отбираемой жидкости размещено выше насоса, а между насосом и пакером установлен узел перемещения, в который вмонтированы трубы грузонесущие для прохождения закачиваемой жидкости, состыкованные в верхней части с развилкой, размещенной на уровне устройства для разделения потоков закачиваемой и отбираемой жидкости, при этом клапан на линии закачки расположен ниже пакера, входящего в состав пакерной компоновки, включающей разъединители колонн, промывочное и противополетные устройства.

Противополетные устройства могут быть выполнены в виде якорей, а промывочное устройство - в виде переводника.

Для опрессовки НКТ меньшего диаметра между насосом и устройством для разделения потоков может быть дополнительно установлен клапан, совмещающий функцию сливного и обратного клапанов.

Наличие переводника позволяет проводить промывку пакера в случае его прихвата, а разъединители колонн в этом случае облегчают демонтаж установки.

На чертеже. показана заявляемая установка для одновременно-раздельной добычи и закачки в одной скважине.

Установка содержит устьевую арматуру (не показана), две колонны коаксиально установленных НКТ большего 1 и меньшего 2 диаметра, трубы грузонесущие 3, насос 4 электроцентробежного типа, развилку 6, герметизирующее устройство для разделения потоков закачиваемой и отбираемой жидкости 14 и пакер 8 для разобщения продуктивного 9 и нагнетательного 10 пластов. Применение электроцентробежного насоса (ЭЦН), обладающего высокими КПД и производительностью, способствует увеличению добычи нефти по сравнению со штанговым. К тому же электроцентробежные насосы меньше подвержены влиянию кривизны ствола скважины, что увеличивает ресурс работы установки. Ниже ЭЦН 4 размещен узел перемещения 7, который соединен трубами грузонесущими 3 с развилкой 6, расположенной выше ЭЦН 4 на уровне устройства для разделения потоков 14. Узел перемещения 7 предназначен для компенсации длины установки при монтаже, а также для направления потока закачиваемой жидкости в нижний пласт. Наличие узла перемещения 7 сокращает время монтажа установки. В скважине между продуктивным 9 и нагнетательным 10 пластами размещена пакерная компоновка, образованная последовательно установленными разъединителем колонн 12, верхним якорем 11, разъединителем колонн универсальным 13, нижним якорем 11, переводником безопасным 15 и пакером 8. Переводник 15 позволяет проводить промывку пакера в случае его «прихвата», а противополетные устройства в виде верхнего и нижнего якорей 11 удерживают пакер 8 от перемещения вверх при создании под ним перепада давления, что обеспечивает герметичность изоляции пластов. Разъединители колонн 12 и 13 облегчают извлечение компоновки из скважины. Для предотвращения попадания закачиваемой жидкости в отбираемую жидкость в верхней части установки размещено герметизирующее устройство 14, состоящее из штока, на котором расположен уплотнительный узел. Над ЭЦН 4 вмонтирован клапан 5, служащий для опрессовки колонны насосно-компрессорных труб меньшего диаметра 2 и устройства для разделения потоков 14, а также для слива пластовой жидкости из колонны насосно-компрессорных труб меньшего диаметра 2 при подъеме центробежного насоса 4 на поверхность. Для возможности опрессовки пакера 8 и колонны насосно-компрессорных труб большего диаметра 1 предназначен клапан 16, установленный под пакером 8. Проведение опрессовок гарантирует герметичность смонтированной установки и, как следствие, повышает ее надежность и безопасность эксплуатации.

Монтаж установки производится за две спускоподъемные операции (СПО). Во время первой СПО производится монтаж клапана 16, пакера 8, переводника безопасного 15, якорей 11, разъединителей колонн 13 и 12, узла перемещения 7, ЭЦН 4, труб грузонесущих 3 с установкой их параллельно ЭЦН 4, клапана 5, развилки 6, колонны НКТ большего диаметра 1. Во время второй СПО производится спуск НКТ меньшего диаметра 2 с устройством для разделения потоков 14 и его посадка. Такая последовательность монтажа и конструкция устройства для разделения потоков 14 позволяют поднимать колонну НКТ 2 меньшего диаметра без подъема НКТ 1 большего диаметра.

Установка работает следующим образом.

После опрессовки НКТ 1 большего диаметра, пакера 8 и создания перепада давления над и под клапаном 16 открывается канал для закачки жидкости в нагнетательный пласт 10. Через устьевую арматуру сверху подается жидкость (светлые стрелки), которая попадает в кольцевой зазор между НКТ большего 1 и меньшего 2 диаметра и последовательно проходит через развилку 6, грузонесущие трубы 3, узел перемещения 7, разъединитель колонн 12, якоря 11, разъединитель колонн универсальный 13, переводник безопасный 15, пакер 8, клапан 16 и закачивается в нагнетательный пласт 10.

Одновременно жидкость из продуктивного пласта 9 (темные стрелки) поднимается вверх и поступает через приемное устройство в ЭЦН 4, затем, проходя через открытый клапан 5 и устройство для разделения потоков 14, оказывается в НКТ меньшего диаметра 2, после чего через устьевую арматуру направляется в сборный коллектор.

Замена штангового насоса на центробежный позволяет увеличить добычу нефти в 3,5 раза, а также монтировать оборудование в более «сложных» по кривизне скважинах, одновременно увеличивая наработку центробежного насоса и снижая затраты на спускоподъемные операции.

Применение промывочных и противополетных устройств в пакерной компоновке повышает надежность и безопасность монтируемой системы.

Таким образом, предложенная компоновка обеспечивает повышение производительности установки, а также надежность и удобство ее эксплуатации за счет герметичности изоляции продуктивного и нагнетательного пластов и упрощения демонтажа.

1. Установка для одновременно-раздельной добычи и закачки, содержащая две колонны коаксиально установленных насосно-компрессорных труб разного диаметра, насос, устройство для разделения потоков закачиваемой и отбираемой жидкости, клапан на линии закачиваемой жидкости, пакер для разобщения продуктивного и нагнетательного пластов и устьевую арматуру, отличающаяся тем, что в качестве насоса использован электроцентробежный насос, устройство для разделения потоков закачиваемой и отбираемой жидкости размещено выше насоса, а между насосом и пакером установлен узел перемещения, в который вмонтированы трубы грузонесущие для прохождения закачиваемой жидкости, состыкованные в верхней части с развилкой, размещенной на уровне устройства для разделения потоков закачиваемой и отбираемой жидкости, при этом клапан на линии закачиваемой жидкости расположен ниже пакера, входящего в состав пакерной компоновки, включающей разъединители колонн, промывочное и противополетные устройства.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что промывочное устройство выполнено в виде переводника, а противополетные устройства - в виде якорей, чередующихся с разъединителями колонн.

3. Установка по п.1, отличающаяся тем, что между насосом и устройством для разделения потоков дополнительно установлен клапан, совмещающий функцию сливного и обратного.

www.findpatent.ru

Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при одновременно-раздельной эксплуатации скважин, оборудованных электроцентробежными или штанговыми насосами. Скважинная насосная установка включает погружной насос, патрубок, подвешенный снизу к электродвигателю, имеющий проходные окна в верхней части, телескопический разъем и проходящий через пакер, разобщающий верхний и нижний продуктивные пласты, трубку малого диаметра, сообщающую внутреннюю полость патрубка с дневной поверхностью, геофизический кабель, проходящий снаружи установки в полость патрубка, глубинные приборы. При этом в патрубке ниже проходных окон размещена камера с сильфоном, внутренняя полость которого сообщена с трубкой малого диаметра, а наружная сторона днища заканчивается запорным клапаном, выполненным с возможностью перекрытия посадочного седла в нижней части камеры. Кроме того, внутри камеры размещены глубинные приборы, соединенные с геофизическим кабелем. Причем один из них сообщен с внешней стороной камеры для замера давления в стволе скважины, а другой сообщен с внутренней полостью камеры для замера давления и влагосодержания нефти нижнего пласта. Технический результат заключается в упрощении и повышении надежности установки, а также обеспечении возможности измерения параметров одновременной работы обоих пластов. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) скважин, оборудованных электроцентробежными или штанговыми насосами.

К основным параметрам контроля за эксплуатацией скважин при разработке нефтяных месторождений относятся пластовое и забойное давления, дебит и обводненность пластовой жидкости.

Известно, что для одновременно-раздельной добычи нефти из пластов применяются установки скважинных электроцентробежных (УЭЦН) насосов, позволяющие осуществлять отбор жидкостей из продуктивных горизонтов, между которыми устанавливается пакер /1/. Установка оснащается дополнительной секцией рабочих колес, расположенной под погружным электродвигателем (ПЭД). 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 возможный срыв работы дополнительной секции насоса из-за полного отсутствия сепарации газа на его приеме. Кроме этого, устройство имеет сложную конструкцию с дополнительной гидрозащитой погружного двигателя и не позволяет производить измерение параметров работы продуктивных пластов.

Известна также установка ОРЭ в скважинах с УЭЦН, в которой в качестве пакера используется замковая опора, расположенная непосредственно над приемным модулем установки /2/. Установка также имеет сложную конструкцию, не позволяющую осуществлять спуск геофизических приборов под насос, а также подвержена срыву подачи из-за отсутствия сепарации газа из продукции нижнего пласта.

Наиболее близкой к предлагаемому изобретению является установка для периодической раздельной добычи нефти из двух пластов /3/.

В скважине устанавливаются два пакера, отсекающих верхний продуктивный пласт. Жидкости нижнего и верхнего пластов поступают в переключатель пластов, подключающий поочередно пласты к приему насоса. Переключение производится с помощью сжатого газа, поступающего по трубке малого диаметра с устья скважины к подпружиненному поршню. Давление газа отжимает поршень, создавая канал для поступления продукции верхнего пласта. Сброс давления в трубе малого диаметра после проведения измерений за счет пружины возвращает поршень в исходное положение, при котором в насос поступает продукция нижнего пласта. Далее производят измерения параметров работы нижнего пласта.

Установка имеет сложную двухпакерную 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, а также в рабочем состоянии /4/.

Целью предлагаемого изобретения является упрощение и повышение надежности установки, а также обеспечение возможности измерения параметров одновременной работы обоих пластов.

Постоянная цель достигается тем, что в известной установке, включающей погружной насос, патрубок, подвешенный снизу к электродвигателю, имеющий проходные окна в верхней части, телескопический разъем и проходящий через пакер, разобщающий верхний и нижний продуктивные пласты, трубку малого диаметра, сообщающую внутреннюю полость патрубка с дневной поверхностью, геофизический кабель, проходящий снаружи установки в полость патрубка, глубинные приборы, в патрубке ниже проходных окон размещена камера с сильфоном, внутренняя полость которого сообщена с трубкой малого диаметра, а наружная сторона днища заканчивается запорным клапаном, выполненным с возможностью перекрытия посадочного седла в нижней части камеры, а внутри камеры размещены глубинные приборы, соединенные с геофизическим кабелем, причем один из них сообщен с внешней стороной камеры для замера давления в стволе скважины, а другой сообщен с внутренней полостью камеры для замера давления и влагосодержания нефти нижнего пласта.

На чертеже представлена схема предлагаемой скважинной насосной установки.

В скважину 1 спущен центробежный насос 2 с погружным электродвигателем 3. Электродвигатель соединен с патрубком 4, имеющим телескопическую пару, состоящую из цилиндра 5 и плунжера 6. Патрубок 4 проходит через пакер 7 и имеет камеру 8, в которой размещен сильфон 9 с запорным клапаном 10 и посадочным седлом 11. Внутренняя полость сильфона 9 через трубу малого диаметра 12 сообщена с дневной поверхностью и на устье имеет кран 13. В камере 8 размещены глубинные приборы 14 и 15, сообщенные с силовым шкафом 16 геофизическим кабелем 17. Глубинный прибор 14 сообщен с внешней стороной камеры 8 и замеряет давление, а прибор 15 сообщен с внутренней полостью камеры и замеряет давление и влагосодержание (обводненность) нефти. При необходимости оба прибора могут быть оснащены термометрами для измерения температуры пластовых жидкостей. В верхней части патрубка 4 выполнены окна 18 для выхода жидкости. Питание электродвигателя подается через кабель 19, который также на устье проведен к силовому шкафу 16. Пакер 7 разобщает верхний 20 и нижний 21 продуктивные пласты. Насос 2 подвешен в скважине на колонне насосно-компрессорных труб 22.

Работа насосной установки состоит в следующем.

После посадки в скважину 1 пакера 7 с нижней частью патрубка 4 и цилиндром 5 телескопического разъема осуществляют спуск насосной установки 2 с верхней частью патрубка 4, камерой 8 и плунжером 6, который входит в цилиндр 5 и образует герметичную скользящую пару, компенсирующую вибрацию установки, а также спуск и подъем насосной установки без посадки и последующего срыва пакера. В качестве телескопического разъема используется цилиндр и плунжер обычного штангового насоса без обоих клапанов. Вместе с установкой в скважину снаружи колонны труб 22 и насоса 2 спускается трубка малого диаметра 12 и геофизической кабель 17.

Спуск насосной установки производится на глубину, достаточную для отбора жидкости нижнего пласта 21. После запуска насоса 2 в работу продукция верхнего пласта 20 поступает непосредственно на прием насоса. Продукция нижнего пласта 21 входит в патрубок 4, проходит через открытое посадочное седло 11 и далее через окна 18 поступает на прием насоса 2, смешиваясь с жидкостью верхнего пласта 20. На дневной поверхности в этот период измеряются общий дебит скважины и обводненность нефти.

В этот же период производится запись давлений 14 и 15 соответственно с внешней стороны камеры 8 и внутри камеры. Запись давления датчиком 15 позволяет по известным плотностям жидкостей рассчитать забойное давление нижнего пласта 21, а датчиком 14 - верхнего пласта 20. Одновременно прибор 15 регистрирует обводненность нефти нижнего пласта 21.

Для раздельного определения дебита и обводненности обоих пластов, а также пластовых давлений периодически производится отключение нижнего пласта 21. Для этого при открытой задвижке 13 производится подача сжатого инертного газа (например, азота) под давлением в трубку малого диаметра 12. Появившийся избыток давления во внутренней полости сильфона 9 заставит его удлиниться и клапаном 10 перекрыть посадочное седло 11. Давление подаваемого газа на период исследований не снижается. Его величина должна превосходить сумму гидростатического давления жидкости над камерой 8 и давления газа над уровнем жидкости в затрубном пространстве.

После перекрытия нижнего пласта 21 производят остановку УЭЦН. При этом продукция верхнего пласта 20 будет продолжать поступать в скважину, повышая давление с внешней стороны камеры 8 и уровень жидкости в затрубном пространстве. Постепенно поступление жидкости пласта 20 прекратится и давление на его забое достигает пластового значения. Глубинный прибор 14 запишет при этом кривую восстановления пластового давления, по которой при известной плотности пластовой жидкости рассчитывается пластовое давление пласта 20.

Дебит верхнего пласта 20 рассчитывается объемным методом путем измерения динамического уровня жидкости в скважине сразу после остановки оборудования и в первые 15 мин после остановки насоса. Располагая значениями изменения динамического уровня жидкости Н за 15 мин после остановки, внутренним диаметром эксплуатационной колонны Д1 и внешним диаметром насосно-компрессорных труб Д2 дебит пласта рассчитывается:

После перекрытия пласта 21 и остановки насоса глубинный прибор 15 также будет производить запись кривой восстановления давления, по которой аналогично будет определено пластовое давление пласта 21.

После восстановления давлений в пластах 20 и 21 производят стравливание давления в трубке малого диаметра 12 до атмосферного значения и насос 2 запускают в работу. Давление пласта 21 сожмет сильфон 9, приподнимая клапан 10, и продукция пласта 21 начнет поступать в скважину.

В расчетах дебит нижнего пласта Q2 определяется:

QC - общий дебит скважины, замеренный на поверхности.

Дебиты воды пластов 20 и 21 рассчитываются:

где В - влагосодержание пласта 21 (дол.ед.), замеренное прибором 14.

где QB - дебит воды, замеренный на поверхности.

Предложенное техническое решение может быть использовано и для скважин, оборудованных штанговыми насосами.

Технико-экономическим преимуществом заявляемого решения является простота, надежность оборудования и достаточного высокая точность определения параметров работы пластов.

Литература

1. Патент РФ №69146 на полезную модель. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов. Заявл. 13.04.2006. Опубл. 10.12.2007. БИ №34.

2. Патент РФ №73391 на полезную модель. Скважинная установка электроцентробежного насоса для одновременно-раздельной добычи нефти. Заявл.06.12.2007. Опубл. 20.05.2008. БИ №14.

3. Патент РФ №2443852. Установка для периодической раздельной добычи нефти из двух пластов. Заявл. 05.04.2010.

4. Патент РФ №74163 на полезную модель. Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти. Заявл. 06.12.2007. Опубл. 20.06.2008. БИ №17.

Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти, включающая погружной насос, патрубок, подвешенный снизу к электродвигателю, имеющий проходные окна в верхней части, телескопический разъем и проходящий через пакер, разобщающий верхний и нижний продуктивные пласты, трубку малого диаметра, сообщающую внутреннюю полость патрубка с дневной поверхностью, геофизический кабель, проходящий снаружи установки в полость патрубка, глубинные приборы, отличающаяся тем, что в патрубке ниже проходных окон размещена камера с сильфоном, внутренняя полость которого сообщена с трубкой малого диаметра, а наружная сторона днища заканчивается запорным клапаном, выполненным с возможностью перекрытия посадочного седла в нижней части камеры, а внутри камеры размещены глубинные приборы, соединенные с геофизическим кабелем, причем один из них сообщен с внешней стороной камеры для замера давления в стволе скважины, а другой сообщен с внутренней полостью камеры для замера давления и влагосодержания нефти нижнего пласта.

www.findpatent.ru


Смотрите также