Насосная установка гарипова для одновременно-раздельной эксплуатации скважин (варианты)
Насосная установка ГАРИПОВА для одновременно-раздельной эксплуатации скважин (ВАРИАНТЫ) позволит повысить оптимизацию добычи нефти и работы скважины путем повышения эффективности регулирования добычи нефти, создает условия для прямых замеров дебита по каждому пласту раздельно или по скважине в целом посредством одновременно-раздельной эксплуатации, в том числе для поочередной, нескольких пластов одной скважины за счет управления, в том числе дистанционного, гидравлическим и/или электрическим регулирующим запорно-перепускным оборудованием, в том числе запорно-перепускных устройств и пакеров, при этом Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин (ВАРИАНТ 1) включает колонну труб, насос с хвостовиком, гидравлический канал и/или электрический кабель, по меньшей мере, один пакер, расположенный на хвостовике и/или вне хвостовика, по меньшей мере, одно регулирующее запорно-перепускное устройство, расположенное на хвостовике и/или вне хвостовика и соединенное с гидравлическим каналом и/или с электрическим кабелем, при этом насос представляет собой глубинный электрический насос или штанговый глубинный насос, а, по меньшей мере, один пакер, соединен с гидравлическим каналом и/или с электрическим кабелем и установлен выше насоса с хвостовиком и/или ниже насоса с хвостовиком, кроме того, пакер выполнен гидравлического или механического или электрического действия и снабжен регулирующим запорно-перепускным устройством многоразового гидравлического или электрического действия, регулирующее запорно-перепускное устройство представляет собой сильфон, поршень, задвижку, штуцер, также в качестве регулирующего запорно-перепускного устройства используют пакер или скважинную камеру с обратным клапаном или штуцером, хвостовик выполнен монолитным, полым, полым с глухим концом, что она дополнительно включает контрольно-измерительные приборы, расположенные на хвостовике или вне хвостовика, эжектор, расположенный выше насоса, диспергатор и/или сепаратор, расположенный на приеме насоса, приемную сетку или фильтр, расположенную на входе в насос, разъединительным устройством и/или муфтой со срезными элементами, центратором, расположенным на штоке разъединителя колонн или на НКТ.
Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин (ВАРИАНТ 2) включает колонну труб, насос с хвостовиком, гидравлический канал и/или электрический кабель, по меньшей мере, один пакер, выполненный с возможностью осуществления функции регулирующего запорно-перепускного устройства, расположенный на хвостовике и/или вне хвостовика ниже или выше насоса и соединенный с гидравлическим каналом и/или с электрическим кабелем, при этом насос представляет собой глубинный электрический насос или штанговый глубинный насос, хвостовик выполнен монолитным, полым, полым с глухим концом, что она дополнительно снабжена якорем, контрольно-измерительными приборами с кабелем связи или автономные, расположенными на хвостовике или вне хвостовика, пакером или пакерами, пакер выполнен гидравлического или электрического многоразового действия.
2 н.п.ф., 23 з.п.ф., 15 ил.
Полезная модель предназначена для нефтедобывающей промышленности и относится к насосной технике для добычи углеводородов (нефти, газа и газоконденсата) для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных пластов одной скважиной, в том числе для поочередной.
Известно УСТРОЙСТВО ДОБЫЧИ НЕФТИ, содержащее НКТ, на которой расположен насос с хвостовиком, пакер, установленный под насосом на хвостовике (Патент РФ 
2290497, Е21В 43/14, оп. 27.12.2006). Данное устройство имеет недостатки, связанные со сложностью конструкции и ограниченности в применении, заключающееся в том, что компоновки с двумя насосами невозможно установить в эксплуатационных колоннах с диаметром менее 146-168 мм.
Кроме того, там не предусмотрена возможность, ведения скважинных исследований.
Известна СКВАЖИННАЯ УСТАНОВКА ГАРИПОВА, содержащая НКТ, на которой расположен насос с хвостовиком, пакер, регулирующее устройство (Патент РФ 2309246, Е21В 43/00, оп. 27.10.2007, прототип).
Данное устройство имеет недостатки, а именно, отсутствие возможности проведения регулирования притока флюида, в том числе, в режиме реального времени, так как регулирующие устройства выполнены с заданными параметрами для автономной работы.
Также в прототипе не предусмотрена возможность проведения на устье прямых замеров состава флюида из отдельного пласта при одновременном отсечении других пластов.
Предлагаемое техническое решение лишено приведенных выше недостатков, кроме того, позволяет повысить оптимизацию добычи нефти и работы скважины путем повышения эффективности регулирования добычи нефти, осуществить прямые замеры дебита по каждому пласту раздельно или по скважине в целом посредством одновременно - раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважины, в том числе для поочередной, за счет управления, в том числе дистанционного, гидравлическим и/или электрическим регулирующим запорно-перепускным оборудованием, в том числе регулирующих запорно-перепускных устройств и пакеров, путем поочередного или одновременного открытия или закрытия регулирующего запорно-перепускного оборудования.
Поставленная цель достигается тем, что предлагаемая Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин включает колонну труб, насос с хвостовиком, гидравлический канал и/или электрический кабель, по меньшей мере, один пакер, расположенный на хвостовике и/или вне хвостовика, по меньшей мере, одно регулирующее запорно-перепускное устройство, расположенное на хвостовике и/или вне хвостовика и соединенное с гидравлическим каналом и/или с электрическим кабелем, при этом насос представляет собой глубинный электрический насос или штанговый глубинный насос, а, по меньшей мере, один пакер, соединен с гидравлическим каналом и/или с электрическим кабелем и установлен выше насоса с хвостовиком и/или ниже насоса с хвостовиком, кроме того, пакер выполнен гидравлического или механического или электрического действия и снабжен регулирующим запорно-перепускным устройством многоразового гидравлического или электрического действия, регулирующее запорно-перепускное устройство представляет собой сильфон, поршень, задвижку, штуцер, также в качестве регулирующего запорно-перепускного устройства используют пакер или скважинную камеру с обратным клапаном или штуцером, хвостовик выполнен монолитным, полым, полым с глухим концом, она дополнительно включает контрольно-измерительные приборы, расположенные на хвостовике или вне хвостовика, эжектор, расположенный выше насоса, диспергатор и/или сепаратор, расположенный на приеме насоса, приемную сетку или фильтр, расположенную на входе в насос, разъединительное устройство и/или муфта со срезными элементами, центратор, расположенный на штоке разъединителя колонн или на НКТ.
Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин включает колонну труб, насос с хвостовиком, гидравлический канал и/или электрический кабель, по меньшей мере, один пакер, выполненный с возможностью осуществления функции регулирующего запорно-перепускного устройства, расположенный на хвостовике и/или вне хвостовика ниже или выше насоса и соединенный с гидравлическим каналом и/или с электрическим кабелем, при этом насос представляет собой глубинный электрический насос или штанговый глубинный насос, хвостовик выполнен монолитным, полым, полым с глухим концом, она дополнительно снабжена якорем, контрольно-измерительными приборами с кабелем связи или автономными, расположенными на хвостовике или вне хвостовика, пакером или пакерами, пакер выполнен гидравлического или электрического многоразового действия.
На фиг.1-10 изображена Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин (Вариант 1) в разрезе; на фиг.11-15 изображена Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин (Вариант 2) в разрезе.
Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин (Вариант 1) содержит колонну труб 1, насос 2 с хвостовиком 3, гидравлический канал 4 и/или электрический кабель 5, по меньшей мере, один пакер 6, расположенный на хвостовике 3 и/или вне хвостовика 3, соединенный с гидравлическим каналом 4 и/или с электрическим кабелем 5, по меньшей мере, одно регулирующее запорно-перепускное устройство 7.
По меньшей мере, один пакер 6 установлен выше (фиг.9, 10) и/или ниже (фиг.1-8) насоса 2 с хвостовиком 3. При этом пакер 6 выполнен гидравлического или механического, или электрического действия и дополнительно снабжен регулирующим запорно-перепускным устройством 7 многоразового гидравлического или электрического действия.
Регулирующее запорно-перепускное устройство 7 соединено с гидравлическим каналом 4 и/или с электрическим кабелем 5 и управляет, в том числе и дистанционно, циркуляцией проходящего через него скважинного флюида в режиме реального времени под воздействием давления из гидравлического канала 4 или под воздействием электрического сигнала поступающего по электрическому кабелю 5. Регулирующее запорно-перепускное устройство 7 представляет собой, например, сильфон, поршень, задвижку, в том числе, дистанционно-регулирующую задвижку (фиг.9), штуцер, боковой всасывающий клапан с функцией регулирующего запорно-перепускного устройства 7 (фиг.3, 4) и т.д.
Регулирующее запорно-перепускное устройство 7 расположено в хвостовике 3 (фиг.2, 4) и/или вне хвостовика 3, например, в пакере 6 (фиг.9, 10), в скважинной камере 8 (фиг.6-9), в насосе 2 (фиг.3, 4).
Насос 2 представляет собой глубинный электрический насос, например, в виде электроцентробежного, мультифазного, вихревого или другого насоса с электроприводом (фиг.6, 7, 9, 10) или штанговый глубинный насос (фиг.1-5, 8).
Хвостовик 3 выполнен монолитным (фиг.10, 14, 15) или полым (фиг.2, 3, 7, 8, 9), в том числе полым с глухим концом (фиг.1, 13), в виде колонны штанг, труб и т.п. Хвостовик 3 дополнительно снабжен, по меньшей мере, одним боковым перепускным отверстием 9 (фиг.7, 9), выполненным, например, в верхней части труб, в соединительной муфте, НКТ или полых штангах. В боковое перепускное отверстие 9 устанавливаю, например, регулирующее запорно-перепускного устройства 7 и т.п.
Гидравлический канал 4 представляет собой напорный шланг, трубку, шлангокабель, дополнительно снабжен электропроводимой жилой (фиг.1-4, 5-10, 12-15).
Электрический (силовой) кабель 5 обеспечивает электричеством электрооборудование (фиг.6, 7, 9, 10, 11, 14, 15), например, двигатель 10 для электронасоса 2, электропакера 6, электрорегулирующего запорно-перепускного устройства 7.
Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по Варианту 1 дополнительно включает контрольно-измерительные приборы 11 (фиг.8, 9, 10, 15) и контроллер 12 (фиг.10), расположенные на хвостовике 3 или вне хвостовика 3, эжектор 13 (фиг.9), расположенный выше насоса 2, в том числе между насосом 2 и вышерасположенным пакером 6, диспергатор 14 (фиг.9, 10), расположенный на приеме насоса 2, приемную сетку или фильтр 15 (фиг.6, 7, 9, 10), расположенную на входе в насос 2, сепаратор 16 (фиг.9, 10), расположенный на входе в насос 2, разъединительное устройство 17 (фиг.5-9, 15), включающее, например, соединительную или разъединительную муфту со срезными элементами, центратор 18 (фиг.9, 6), установленный на штоке разъединительного устройства 17 или на НКТ 1 с электрическим силовым кабелем 5 и/или с гидравлическим каналом 4.
Дополнительно используют электрический кабель 19, предназначенный для связи и питания кабельных контрольно-измерительных приборов 11. Электрический кабель 19 дополнительно включает медные оптико-волоконные жилы.
Контрольно-измерительные приборы 11 с применением кабеля для связи 19 (кабельные приборы) представляют собой, например, расходомеры для передачи информации по кабелю связи 19 (фиг.8, 9, 10), автономные приборы на якорях и др.
Контрольно-измерительные приборы 11 дополнительно выполнены с возможностью осуществления функции регулирующего запорно-перепускного устройства 7.
Контроллер 12 (фиг.10) предназначен для управления работой контрольно-измерительных приборов 11 и регулирующих запорно-перепускных устройств 7.
Диспергатор 14 (фиг.9, 10) создает однородную гомогенную смесь и предотвращает образование газовых пробок внутри насоса 2.
Приемная сетка или фильтр 15 (фиг.6, 7, 9, 10) предотвращает засорение насоса 2.
Сепаратор 16 выводит излишний газ в затрубное пространство (фиг.9, 10).
Разъединительное устройство 17 (фиг.5-9, 15), например, разъединитель колонн, используют для безаварийного извлечения из скважины предлагаемой насосной установкой в случае присыпа пакеров 6 сверху, например, породой и песком.
Центратор 18 (фиг.9, 6) выполнен, например, в виде муфты с большим диаметром, и установлен для обеспечения центрирования и беспрепятственного вхождения в корпус разъединительного устройства 17, а также для предотвращения повреждения электрического кабеля 5, 19 в случае прижимания поверхностью НКТ 1 электрического кабеля 5, 19 к стенкам эксплуатационной колонны.
Кроме этого, центратор 18 выполнен с пазами или осевыми каналами для укладки в них электрических кабелей 5, 19 или гидравлического канала 4 для защиты их от повреждений во время спуско-подъемных операций.
Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по Варианту 2 содержит колонну труб 1, насос 2 с хвостовиком 3, гидравлический канал 4 и/или электрический кабель 5, 19 по меньшей мере, один пакер 6, выполненный с возможностью осуществления функции регулирующего запорно-перепускного устройства, расположенного на хвостовике 3 и/или вне хвостовика 3 ниже насоса 2 и соединенный с гидравлическим каналом 4 и/или с электрическим кабелем 5 (фиг.11-15).
Пакер 6 выполнен с возможностью осуществления функции регулирующего запорно-перепускного устройства в виде гидравлически или электрически дистанционно управляемого отсекающего регулирующего запорно-перепускного устройства периодически пакерующегося за счет изменения гидравлического давления или электрического импульса - это перепускной или раздвижной пакер 6.
Под воздействием давления из гидравлического канала 4 или электрического сигнала переданному по электрическому кабелю 5, в том числе и дистанционно, управляют работой перепускного или раздвижного пакера 6, регулируя циркуляцию, проходящего через него скважинного флюида в режиме реального времени.
В перепускном или раздвижном пакере 6 его внешние уплотнительные манжеты периодически перекрывают или открывают переток флюидов, т.е. они периодически во времени герметизируют пакер 6 со стенками эксплуатационной колонны.
Насос 2 представляет собой глубинный электрический насос, например, в виде электроцентробежного, мультифазного, вихревого или другого насоса с электроприводом (фиг.11, 14, 15), или штанговый глубинный насос (фиг.12, 13), например, в виде двух - или многоплунжерного вставного насоса.
Хвостовик 3 выполнен монолитным (фиг.14, 15) или полым (фиг.11, 12), в т.ч. полым с глухим концом (фиг.13) и представлен, в виде колонны штанг, труб и т.д., дополнительно снабжен боковым перепускным отверстием 9 (фиг.13).
Боковое перепускное отверстие 9 в хвостовике 3 (фиг.13) выполнено, например, в соединительной муфте, НКТ 1, полых штангах, и используют для установки в них регулирующего запорно-перепускного устройства 7 и др.
Гидравлический канал 4 представляет собой напорный шланг или трубку, шлангокабель (фиг.11, 12, 14, 15).
Электрический кабель 5 обеспечивает электричеством электрооборудование, например, двигатель 10 для электронасоса 2, электропакера 6, электрорегулируещего запорно-перепускного устройства 7. Электрический кабель 5 дополнительно используют как кабель для связи 19 в виде канала для передачи данных от контрольно-измерительных приборов 11 (фиг.11, 14, 15).
Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин в варианте 2 дополнительно снабжена пакером или пакерами 6, контрольно-измерительными приборами 11, контроллером 12, расположенными на хвостовике 3 или вне хвостовика 3, эжектором 13, расположенным выше насоса 2, в том числе между насосом 2 и вышерасположенным пакером 6, диспергатором 14 и/или сепаратором 16, расположенным на приеме насоса 2, приемной сеткой или фильтром 15, расположенным на входе в насос 2, якорем.
Пакер 6 выполнен гидравлического, механического или электрического действия.
Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин (Вариант 1) работает следующим образом.
Согласно фиг.1, в скважину на НКТ 1 с гидравлическим каналом 4 спускают на заданную глубину штанговый глубинный насос 2 с монолитным хвостовиком 3, на котором расположен пакер 6 с регулирующим запорно-перепускным устройством 7. Далее пакеруют пакер 6 между интервалами перфорации 20 и 21.
Гидравлически регулируемый пакер 6 находится в запакерованном состоянии, при этом флюид из нижнего пласта проходит через регулирующее запорно-перепускное устройство 7, установленное в посадочном месте пакера 6. При этом через боковое перепускное отверстие 9 в хвостовике 3 флюид поступает на прием штангового глубинного насоса 2.
Гидравлически регулирующее запорно-перепускное устройство 7, установленное в пакере 6, регулирует сообщение или разобщение нижнего интервала перфорации 21 с надпакерной областью - с верхним интервалом перфорации 20.
После приведения в действие штангового глубинного насоса 2 в эксплуатацию одновременно вовлекаются в разработку два пласта с интервалами перфорации 20 и 21.
Для отключения из разработки нижнего интервала перфорации 21 в гидравлический канал 4 с поверхности нагнетают жидкость под давлением достаточным для срабатывания гидравлического запорно-перепускного устройства 7. При необходимости совместной эксплуатации двух пластов снижают давление в запорно-перепускном устройстве 7, что приводит к его открытию и поступлению флюида на прием насоса из нижнего пласта одновременно с флюидом из верхнего пласта.
На фиг.2 в отличие от фиг.1 насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации включает два гидравлических канала 4, которые подводят гидравлическое давление к регулирующим запорно-перепускным устройствам 7, установленным в хвостовике 3. После спуска и пакеровки пакера 6 запускают в работу штанговый глубинный насос 2 в эксплуатацию и одновременно вовлекают в разработку два пласта с интервалами перфорации 20 и 21.
Для отключения из разработки одного из интервалов перфорации 20 или 21 с поверхности нагнетают в заданный шлангокабель 4 или в оба шлангокабеля 4 жидкость под заданным давлением для срабатывания гидравлического регулирующего запорно-перепускного устройства 7.
Изменяя давление в шлангокабелях 4, и соответственно в регулирующих запорно-перепускных устройствах 7, добиваются заданного режима работы предлагаемой насосной установки.
Периодическое поочередное отключение одного из пластов с интервалами перфорации 20 или 21 позволяет сделать прямые замеры состава и обводненности добываемого флюида раздельно по пластам.
На фиг.3 представлена предлагаемая насосная установка со штанговым глубинным насосом 2, имеющим дополнительный боковой клапан 22. При этом в канале, соединяющим его с камерой нижнего всасывающего плунжера, устанавливают регулирующее запорно-перепускное устройство 7. После спуска данной насосной установки и пакеровки пакера 6 на заданной глубине, запускают в работу штанговый глубинный насос 2, который начинает отбор флюида из интервалов перфораций 20 и 21. В случае необходимости отключения верхнего пласта с интервалом перфорации 20 нагнетают в гидравлический канал 4 под давлением жидкость для дистанционного перевода регулирующего запорно-перепускного устройства 7 в режим закрытия сообщения бокового всасывающего клапана 22 с штанговым глубинным насосом 2. После этого производят только из нижнего пласта с интервалом перфорации 21 добычу флюида с отбором проб для определения его состава и обводненности. Данную насосную установку применяют в случаях превышения давления верхнего пласта над нижним пластом.
Если же давление верхнего пласта с интервалом перфорации 20 меньше давления нижнего пласта с интервалом перфорации 21, то применяют установку, приведенную на фиг.4, где представлена предлагаемая насосная установка также с боковым всасывающим клапаном 22 с функцией регулирующего запорно-перепускного устройства 7. Однако через него всасывается флюид из нижнего пласта с интервалом перфорации 21 с более высоким давлением. При этом хвостовик 3 дополнительно снабжен перепускным патрубком 23, соединяющим боковой всасывающий клапан 22 с подпакерной областью (фиг.4). Второе регулирующее запорно-перепускное устройство 7 расположено в хвостовике 3 для регулирования и отсечения притока флюида из верхнего пласта с интервалом перфорации 20.
После приведения в действие плунжера штангового глубинного насоса 2 в эксплуатацию одновременно вовлекаются два пласта с интервалами перфорации 20 и 21. При этом через боковой всасывающий клапан 22 поступает флюид из нижнего пласта с интервалом перфорации 21 с большим давлением из под пакера 6 по хвостовику 3 затем из хвостовика 3 по перепускному патрубку 23 в боковой всасывающий клапан 22.
Для отключения из разработки одного из интервалов перфорации 20 или 21 с поверхности нагнетают в шлангокабель 4 жидкость под заданным давлением для закрытия гидравлически регулирующего бокового всасывающего клапана 22 или регулирующего запорно-перепускного устройства 7.
Изменяя давление в шлангокабеле 4 и, соответственно, в боковом всасывающем клапане 22 или регулирующем запорно-перепускном устройстве 7 добиваются заданного режима работы предлагаемой насосной установки.
Периодическое отключение заданного пласта с интервалом перфорации 20 или 21 обеспечивает возможность сделать прямые замеры состава и обводненности добываемого флюида совместно или раздельно по одному из пластов.
Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по варианту 1, изображенная на фиг.5 и фиг.6, работает следующим образом.
На НКТ 1 спускают «висячий» пакер 6, например, гидравлического типа с нижней воронкой 24, снабженного сверху разъединителем колонн 17, устанавливают в эксплуатационной колонне 25 его в заданном интервале между интервалами перфорации 20 и 21 и осуществляют разъединение и подъем НКТ 1 на поверхность (фиг.5).
После этого в основании хвостовика 3 устанавливают шток разъединителя колонн 17 для фиксации с корпусом разъединителя колонн 17 и пакером 6.
Затем спускают на НКТ 1 электронасос 2 с хвостовиком 3, на котором установлены центратор 18 и дистанционно управляемая скважинная камера 8 с регулирующим запорно-перепускным устройством 7 в виде регулятора, гидравлический канал 4, соединенный с регулятором 7, снизу которой устанавливают шток разъединителя колонны 17 с центратором 18. В процессе спуска шток разъединителя колонн 17 герметично устанавливают в корпусе разъединителя 17 с заданной разгрузкой на ранее установленный пакер 6 (фиг.6).
Далее приводят в действие погружной электродвигатель 10, который приводит в действие электронасос 2.
Пластовый флюид из нижнего интервала перфорации 21 начинает поступать в воронку 24 далее в скважинную камеру 8 с регулятором 7 и через регулятор 7 в надпакерную область, затем в приемную сетку 15. После чего электронасосом 2 пластовый флюид поднимается на поверхность. Одновременно с этим пластовый флюид из верхнего пласта из интервала перфорации 20 также поступает через приемную сетку 15 на прием электронасоса 2 и затем на поверхность.
Для исключения из разработки нижнего пласта с интервалом перфорации 21 подается давление в гидравлический канал 4 и за счет дистанционной передачи избыточного давления закрывают дистанционно-регулируемый гидравлический регулятор 7, что приводит к перекрытию притока из интервала перфорации 21.
Путем периодического изменения давления в гидравлическом канале 4 производят периодическое открытие или закрытие регулятора 7, за счет чего осуществляют регулирование поступления флюида из нижнего пласта с интервалом перфорации 21 на прием электронасоса 2.
Согласно фиг.7 в эксплуатационную колонну 25 сначала спускают НКТ 1 и устанавливают пакер 6, затем повторно спускают уже НКТ 1 с силовым кабелем 5 и гидравлическим каналом 4 на заданную глубину насос ЭЦН 2 с полым хвостовиком 3, снабженным отверстиями 9 и выполненным в виде перфорированной муфты.
На полом хвостовике 3 расположены два пакера 6, два регулирующих запорно-перепускных устройства 7 в виде двух дистанционно управляемых скважинных камер 8 с регуляторами 7. Полый хвостовик 3 снабжен заглушкой 26. Разъединитель колонны 17 расположен на хвостовике 3 над запакерованным пакером 6.
Запускают электронасос 2, начинают отбор пластового флюида из верхнего интервала перфорации 20 и из нижнего интервала перфорации 21. При этом регуляторы 7 представляют собой гидравлически регулирующие штуцеры с проходными отверстиями и находятся в положении «открыто».
Пакера 6 герметично разобщают интервалы перфорации 20 и 21. С помощью регуляторов 7 осуществляют раздельное регулирование притоков пластового флюида из каждого пласта с интервалом перфорации 20 и 21. Перепуск пластового флюида на прием электронасоса 2 осуществляют через боковое перепускное отверстия 9 в хвостовике 3.
Для отключения из разработки одного из интервалов перфорации 20 или 21 с поверхности в гидравлический канал 4 нагнетают жидкость под давлением достаточным для срабатывания гидравлического регулятора 7 и/или подают электричество на электромеханически регулятор 7 для его срабатывания.
В случае необходимости отбора пластового флюида только из нижнего пласта с интервалом перфорации 21, перекрывают проходное отверстие в верхнем регуляторе 7 путем подачи заданного давления в гидравлический канал 4 достаточным для закрытия верхнего регулятора 7.
Регуляторы 7 настроены на многопозиционность, то есть на положение «закрыто», «открыто», «частично открыто», при разном гидравлическом давлении или в противофазе давлений, либо к каждому регулятору 7 подводят отдельный гидравлический канал 4. При этом состоянием регулятора 7 управляют дистанционно гидравлически или электрически, что обеспечивает установку регулятора 7 в заданных различных многопозиционных положениях открытости штуцированного отверстия с выбором оптимального режима притока из каждого пласта с интервалом перфорации 20 и 21 и обеспечивают одновременно-раздельную эксплуатацию двух пластов.
На НКТ 1 с двумя гидравлическими каналами 4 в одном шлангокабеле спускают на заданную глубину штанговый глубинный насос 2 с хвостовиком 3, на котором расположены два регулирующих запорно-перепускных устройства 7 в виде двух дистанционно управляемых скважинных камер 8 с регуляторами 7 и два пакера 6, устанавливаемые по окончании спуска с герметичным отсечением друг от друга интервалов перфорации 20 и 21. Разъединитель колонн 17 расположен над нижним пакером 6 или между пакерами 6 (фиг.8).
Нижний пакер 6 механически пакеруют за счет поворотного или осевого перемещения, а верхний пакер 6 пакеруют за счет нажатия с разгрузкой на нижний пакер 6.
В основании хвостовика 3 установлены контрольно-измерительные исследовательские приборы 11 с кабелем для связи 19 для получения данных о свойствах флюида, дебита и обводненности и других параметров с передачей их по кабелю для связи 19 на поверхность.
После приведения в действие плунжера штангового насоса 2 в эксплуатацию одновременно вовлекаются два пласта с интервалами перфорации 20 и 21.
Для отключения из разработки одного из интервалов перфорации (20 или 21) нагнетают с поверхности в шлангокабель 4 жидкость с заданным давлением достаточным для закрытия или открытия гидравлически управляемых регулирующих запорно-перепускных устройства 7.
Изменяя давление в одном из гидравлических каналов 4, и, соответственно, в регулирующих запорно-перепускных устройствах 7 добиваются заданного режима работы предлагаемой насосной установки. Периодическое отключение заданного пласта с интервалом перфорации 20 или 21 позволяет сделать прямые замеры состава и обводненности добываемого флюида совместно или раздельно по одному из пластов.
При одновременно-раздельной разработке трех пластов с возможностью ведения прямых замеров дебитов раздельно по пластам с отбором пробы на определение обводненности и др. параметров флюида в сочетании с дистанционными методами исследования скважины используют предлагаемую насосную установку, изображенную на фиг.9.
В скважину спускают и устанавливают пакер 6 с разъединителем колонн 17 и воронкой 24. Затем спускают на колонне труб 1 электронасос 2 с электрическим силовым кабелем 5, питающим электродвигатель 10, и гидравлический канал 4 в виде шлангокабеля на заданную глубину. При этом электронасос 2 включает приемную сетку 15, центратор 18, диспергатор 14 и газосепаратор 16 и выполнен с хвостовиком 3, имеющим в верхней части перепускное отверстие 9, а в нижней части в качестве регулирующего запорно-перепускного устройства 7 используют гидравлически управляемую надпакерную задвижку (фиг.9).
На хвостовике 3 расположены два пакера 6 и два регулирующих запорно-перепускных устройств 7 в виде двух дистанционно управляемых скважинных камер 8 с регуляторами 7. Под пакерами 6 на НКТ 1 с гидравлически управляемой задвижкой 7 установлены дополнительные кабельные исследовательские контрольно-измерительные приборы 11 и автономные контрольно-измерительные приборы 11. Выше электронасоса 2 расположен верхний пакер 6 для отсечения, например, от вышележащего интервала негерметичности 27, и эжектор 13 для откачки свободного газа из под пакера 6.
После подачи напряжения на электрический кабель 5 запускается двигатель 10, который приводит в действие газосепаратор 16, диспергатор 14, электроцентробежный насос 2 и эжектор 13. За счет подъема электроцентробежным насосом 2 флюида на поверхность вовлекаются в разработку одновременно три пласта с интервалами перфорации 28, 20, 21. При этом верхний пакер 6 будет отсекать от разработки вышележащий интервал негерметичности 27. Во время эксплуатации в скважине проводятся исследования с применением кабельных контрольно-измерительных приборов 11, включающих расходомеры (резистивиметры, влагомеры, манометры и др.), с передачей информации по кабелю связи 19. Автономные контрольно-измерительные приборы 11 устанавливаются на якорях 29 или в скважинных камерах 8. Автономные контрольно-измерительные приборы 11 определяют объемы, обводненность и другие параметры, поступающих флюидов раздельно по пластам.
При отключении из разработки нижнего интервала перфорации 21 с поверхности в гидравлический канал 4 нагнетают жидкость под заданным давлением для регулирования гидравлически управляемой запорно-перепускной задвижкой 7 и производят эксплуатацию одновременно двух интервалов перфорации 20, 28 с определением в ходе прямых замеров на устье обводненности и других параметров добываемого флюида. Посредством исследовательских приборов 11, расположенных на хвостовике 3, определяют объемы притоков из интервалов перфорации 20, 28.
В процессе эксплуатации скважины с применением гидравлического канала 4 и посредством двух регулирующих запорно-перепускных устройств 7, а именно, регуляторов и гидравлически управляемой задвижки осуществляют попеременное периодическое отключение из совместной разработки работающих интервалов, а также регулирование притоков из них. В сочетании с использованием исследовательских контрольно-измерительных приборов 11 и возможности прямых замеров параметров добываемого флюида на устье осуществляют комплексный контроль и учет добываемой продукции (нефти) в скважине.
Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин, с электрическим пакером, контрольно-измерительными приборами, работает следующим образом (фиг.10).
На НКТ 1 спускают электроцентробежный насос 2 с хвостовиком 3 и силовым электрическим кабелем 5, электропакер 6 с гидравлически регулирующим запорно-перепускным устройством 7 с гидравлическим каналом 4 и контрольно-измерительные кабельные приборы 11. Электропакер 6 устанавливают в заданном интервале эксплуатационной колонны 25 выше электроцентробежного насоса 2. На хвостовике 3 расположены контрольно-измерительные приборы 11 на кабеле для связи 19 в подвешенном состоянии. По электрическому силовому кабелю 5 подают ток в электродвигатель 10 и запускают электроцентробежный насос 2. Пластовый флюид из трех пластов с интервалами перфораций 28, 21, 20 поступает через приемную сетку 15, сепаратор 16 и диспергатор 14 в электроцентробежный насос 2 и затем по НКТ 1 поднимается на поверхность. При этом флюиды из интервалов перфораций 28, 21, 20 проходят через контрольно-измерительные приборы 11.
Режим работы регулирующего запорно-перепускного устройства 7 дистанционно задают техническими условиями работы предлагаемой насосной установкой, например, для перепуска газа из-под пакера 6 или для перепуска надпакерной жидкости на прием электроцентробежного насоса 2.
Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин (Вариант 2) работает следующим образом, (фиг. 11-15)
На колонне труб 1 с гидравлическим каналом 4 в виде шлангокабеля спускают на заданную глубину штанговый глубинный насос 2 (фиг.12, 13) или электронасос 2 (фиг.11, 14, 15) с хвостовиком 3, на котором расположен пакер 6, устанавливаемый по окончании спуска между интервалами перфорации 20 и 21.
После приведения в действие насоса 2 в эксплуатацию одновременно вовлекаются в разработку два пласта с интервалами перфорации 20 и 21. При этом пакер 6 находится в транспортном сложенном положении.
Для отключения из разработки одного из интервалов перфорации 20 или 21 нагнетают с поверхности в шлангокабель 4 жидкость под давлением достаточным для срабатывания гидравлического регулируемого пакера 6 (фиг.12-15) или подают электричество на электромеханически регулируемый пакер 6 (фиг.11) для его срабатывания.
После пакеровки и разобщения пластов с интервалами перфорации 20 и 21 пакером 6 добывают продукцию только из верхнего интервала перфорации 20 (фиг.11, 13-15) или только из нижнего интервала перфорации 21 (фиг.12). В целях предотвращения возможного осевого перемещения-скольжения запакерованного пакера 6 по эксплуатационной колонне 25 применяют, например, на НКТ 1 выше насоса 2 (не показано) или на хвостовике 3 якорь 29 (фиг.13) механического, гидравлического или электрического действия. При снижении давления в гидравлическом канале 4 или электрического напряжения в электрокабеле 5 пакер 6 приходит в транспортное положение и в разработку снова одновременно вовлекаются два пласта из интервалов перфорации 20 и 21.
Контроль и регулирование притоков раздельно по пластам с интервалами перфорации 20 или 21 при ОРЭ осуществляют путем периодического изменения состояния пакера 6, а именно, его периодически пакеруют и распакеровывают.
На НКТ 1 с силовым электрическим кабелем 5 и гидравлическим каналом 4 на заданную глубину спускают насос 2 с монолитным хвостовиком 3, на котором расположен пакер 6, устанавливаемый по окончании спуска между интервалами перфорации 20 и 21 (фиг.15).
После запуска электродвигателя 10 приводят в действие насос 2 с приемной сеткой 15 и в эксплуатацию одновременно вовлекаются два пласта с интервалами перфорации 20 и 21. При этом, если пакер 6 находится в транспортном сложенном состоянии, то флюид из нижнего пласта проходит через него, а если в запакерованном состоянии, то при этом он флюид через себя не пропускает.
Два контрольно-измерительных прибора с расходомерами 11 расположены на хвостовике 3 и определяют объем добываемой продукции одновременно и/или раздельно по пластам с интервалами перфорации 20 и/или 21 и осуществляют контроль добываемой продукции одновременно и/или раздельно по пластам (фиг.15).
Пакер 6 находится периодически либо в запакерованном при этом он флюид через себя не пропускает, либо в транспортном состоянии, когда флюид через себя пропускает. Хвостовик 3 выполнен монолитным.
Предлагаемая Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин обеспечивает оптимизацию добычи нефти и работы скважины путем повышения эффективности регулирования добычи нефти, создает условия для прямых замеров дебита по каждому пласту раздельно или по скважине в целом посредством одновременно-раздельной эксплуатации, в том числе для поочередной, нескольких пластов одной скважины за счет управления, в том числе дистанционного, гидравлическим и/или электрическим регулирующим запорно-перепускным оборудованием, в том числе запорно-перепускных устройств и пакеров, путем поочередного или одновременного открытия или закрытия регулирующего запорно-перепускного оборудования.
Кроме этого, предлагаемая насосная установка обеспечивает учет всех геолого-промысловых требований по эксплуатации скважины в режиме реального времени, а также получение данных о параметрах притоков и проведение прямых замеров обводненности по каждому пласту раздельно или одновременно и/или раздельно по пластам, что очень важно для учета и контроля добываемой продукции.
1. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин, включающая колонну труб, насос с хвостовиком, гидравлический канал и/или электрический кабель, по меньшей мере, один пакер, расположенный на хвостовике и/или вне хвостовика, по меньшей мере, одно регулирующее запорно-перепускное устройство, расположенное на хвостовике и/или вне хвостовика и соединенное с гидравлическим каналом и/или с электрическим кабелем.
2. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по п.1, отличающаяся тем, что насос представляет собой глубинный электрический насос или штанговый глубинный насос.
3. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по п.1, отличающаяся тем, что хвостовик выполнен монолитным или полым.
4. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по п.1, отличающаяся тем, что хвостовик выполнен полым с глухим концом.
5. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по п.1, отличающаяся тем, что, по меньшей мере, один пакер соединен с гидравлическим каналом и/или с электрическим кабелем.
6. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по п.1, отличающаяся тем, что, по меньшей мере, один пакер установлен выше насоса с хвостовиком и/или ниже насоса с хвостовиком.
7. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по п.1, отличающаяся тем, что пакер выполнен гидравлического, или механического, или электрического действия.
8. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по п.1, отличающаяся тем, что пакер снабжен регулирующим запорно-перепускным устройством многоразового гидравлического или электрического действия.
9. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по п.1, отличающаяся тем, что регулирующее запорно-перепускное устройство представляет собой сильфон или поршень.
10. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по п.1, отличающаяся тем, что регулирующее запорно-перепускное устройство представляет собой задвижку или штуцер.
11. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по п.1, отличающаяся тем, что в качестве регулирующего запорно-перепускного устройства используют пакер или скважинную камеру с обратным клапаном или штуцером.
12. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно включает контрольно-измерительные приборы, расположенные на хвостовике или вне хвостовика.
13. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно включает эжектор, расположенный выше насоса.
14. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно включает диспергатор и/или сепаратор, расположенный на приеме насоса.
15. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно включает приемную сетку или фильтр, расположенную на входе в насос.
16. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена разъединительным устройством и/или муфтой со срезными элементами.
17. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена центратором, расположенным на штоке разъединителя колонн или на НКТ.
18. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин, включающая колонну труб, насос с хвостовиком, гидравлический канал и/или электрический кабель, по меньшей мере, один пакер, выполненный с возможностью осуществления функции регулирующего запорно-перепускного устройства, расположенный на хвостовике и/или вне хвостовика ниже или выше насоса и соединенный с гидравлическим каналом и/или с электрическим кабелем.
19. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по п.18, отличающаяся тем, что насос представляет собой глубинный электрический насос или штанговый глубинный насос.
20. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по п.18, отличающаяся тем, что хвостовик выполнен монолитным или полым.
21. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по п.18, отличающаяся тем, что хвостовик выполнен полым с глухим концом.
22. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по п.18, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена якорем.
23. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по п.18, отличающаяся тем, что она дополнительно включает контрольно-измерительные приборы с кабелем связи или автономные, расположенные на хвостовике или вне хвостовика.
24. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по п.18, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена пакером или пакерами.
25. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по п.18, отличающаяся тем, что пакер выполнен гидравлического или электрического многоразового действия.
