Штанговая насосная установка для одновременно раздельной добычи нефти из двух пластов
Штанговая насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов. Цель полезной модели является определение параметров работы обоих продуктивных пластов с использованием обычной колонны насосных штанг. Штанговая насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов, содержащая два насоса разных диаметров, плунжеры которых сочленены между собой патрубком, боковой всасывающий клапан верхнего насоса, полый цилиндр верхнего плунжера, внутри которого размещены вертикальный канал с нагнетательным клапаном, образующий с полым цилиндром концентрическую полость и соединенный с горизонтальными каналами, сообщающими прием верхнего насоса с колонной насосно-компрессорных труб, пакер, разобщающий пласты, хвостовик, соединяющий прием нижнего насоса с подпакерным пространством скважины, отличающаяся тем, что в верхней торцевой части плунжера большего диаметра выполнены каналы для выхода продукции нижнего пласта в колонну насосно-компрессорных труб, а по глубине хвостовика расположены датчики давления, сообщенные с регистратором на поверхности скважины геофизическим кабелем. Библ.3, фиг 1.
Предполагаемая полезная модель относится к нефтедобывающей отрасли промышленности и может быть использована при одновременно - раздельной (ОРЭ) эксплуатации скважин, оборудованных установками скважинных штанговых насосов (УСШН).
Известно, что для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов требуется их разобщение и независимая откачка жидкостей глубинными насосами. Нагнетание жидкостей к устью скважины может осуществляться либо по однолифтовой схеме подъема со смешением в трубах, либо по двухлифтовой схеме без смешения жидкостей двух пластов. Двухлифтовая схема предполагает использование колонны полых штанг. К примеру, известна насосная установка с полой колонной штанг, по которой откачивается нефть из скважины, а по пространству между насосно-компрессорными трубами и полыми штангами - попутно-добываемая вода (авторское свидетельство СССР 
1236161, F04B, 47/02). Установка имеет сложное конструктивное решение, а именно верхний кольцевой клапан из-за трения в паре закрывается с запаздыванием. Кроме того, попадание мехпримеси в пару трения верхнего клапана или в посадочную зону приводит к износу и потере работоспособности клапана.
Известна насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти, состоящая из двух сочлененных патрубком насосов различного диаметра. Насос меньшего диаметра откачивает нефть из нижнего пласта, а верхний - из верхнего пласта (патент РФ 2321771, F04B 47/00). Установка имеет сложное и ненадежное исполнение. Нагнетательный клапан верхнего насоса имеет ограничения по габаритам из-за необходимости его установки внутри плунжера малого диаметра. К примеру, добыча высоковязкой нефти станет невозможной из-за чрезмерно больших гидравлических сопротивлений в этом клапане.
Наиболее близкой к предполагаемой полезной модели является штанговая насосная установка для одновременно - раздельной добычи нефти из двух пластов (Патент РФ 2430270. 3аявл. 27.10.2009. Опубл. 27.10.2011 г.). В скважину спущена установка, состоящая из верхнего и нижнего насосов. Верхний насос содержит цилиндр, приемный клапан, плунжер, внутри которого герметично расположен полый цилиндр. Верхний торец цилиндра соединен с колонной полых штанг, а нижний - с патрубком, который соединен с плунжером нижнего насоса меньшего диаметра. Внутри цилиндра насоса большего диаметра выполнены нижний и верхний сквозные горизонтальные каналы, соединенные между собой вертикальным каналом, внутри которого расположен нагнетательный клапан верхнего насоса. Приемы верхнего и нижнего насосов разобщены пакером, установленным между продуктивными пластами. Установка обладает недостатками, состоящими в необходимости использования полой колонны штанг, вес которых существенно превышает вес обычных штанг и имеющих низкую надежность в работе, устьевого оборудования с гибким рукавом для отвода жидкости из полых штанг в коллектор, а также отсутствии возможности измерения забойного и пластового давлений нижнего пласта.
В задачи предложенной полезной модели входят использование для привода насоса обычной (не полой) колонны штанг, измерение пластового и забойного давлений нижнего пласта, а также дебита и обводненности продукции нижнего пласта.
Поставленные задачи решаются тем, что в известном устройстве, содержащем два насоса разных диаметров, плунжеры которых сочленены между собой патрубком, боковой всасывающий клапан верхнего насоса, полый цилиндр верхнего плунжера, внутри которого размещены вертикальный канал с нагнетательным клапаном, образующий с полым цилиндром концентрическую полость и соединенный с горизонтальными каналами, сообщающими прием верхнего насоса с колонной насосно-компрессорных труб, пакер, разобщающий пласты, хвостовик, соединяющий прием нижнего насоса с подпакерным пространством скважины, согласно полезной модели, в верхней торцевой части плунжера большего диаметра выполнены каналы для выхода продукции нижнего пласта в колонну насосно-компрессорных труб, а по глубине хвостовика расположены датчики давления, сообщенные с регистратором на поверхности скважины геофизическим кабелем.
На чертеже показана схема предполагаемой полезной модели. В скважину 1 на колоннах штанг 2 и насосно-компрессорных труб 3 спущена установка, состоящая из верхнего и нижнего насосов. Верхний насос содержит цилиндр 4, плунжер 5, внутри которого герметично расположен полый цилиндр 6. Верхний насос имеет боковой всплывающий клапан 7. Верхний торец плунжера 5 соединен с колонной штанг 2, а нижний - с патрубком 8, который соединен с плунжером 9 нижнего насоса 10 меньшего диаметра с нагнетательным 11 и всасывающим 12 клапанами. Внутри плунжера 5 выполнены нижний и верхний сквозные горизонтальные каналы, соединенные между собой полым цилиндром 6, внутри которого расположен нагнетательный клапан 13 верхнего насоса. Приемы верхнего и нижнего насосов разобщены пакером 14, установленным между продуктивными пластами А и Б, через который проходит хвостовик 15.
С устья скважины снаружи труб 3 под нижний насос спущен геофизический кабель 16 с гирляндой датчиков давления 17, размещенных во внутренней полости хвостовика 15. На устье скважины кабель 16 входит в регистрирующее устройство 18. Гирлянда датчиков размещена в хвостовике так, что верхний датчик установлен непосредственно под нижним насосом, а нижний датчик на выходе из хвостовика 15. Датчики давления размещены по глубине хвостовика через равные интервалы и позволяют с помощью измеренных значений давления построить линию изменения давления внутри хвостовика по его глубине.
Работа насосной установки состоит в следующем. В скважину вначале спускаются на колонне насосно-компрессорных труб 3 цилиндры верхнего и нижнего насосов с приемными клапанами. Одновременно осуществляется посадка пакера 14 между пластами А и Б. Далее осуществляется спуск плунжеров 5 и 9 насосов на колонне обычных штанг 2.
После пуска скважины в работу жидкость нижнего пласта Б поступает на прием нижнего насоса 10 и откачивается плунжером 9.
Жидкость по патрубку 8 поступает в концентрическую полость между плунжером 5 и полым цилиндром 6 верхнего насоса, далее поступает в колонну труб 3.
Жидкость верхнего пласта А поступает на прием 7 верхнего насоса и далее в нижний горизонтальный канал. Затем жидкость нагнетается через клапан 13 в вертикальный канал 6 и выходит в колонну насосно-компрессорных труб 3 через верхний горизонтальный канал. Таким образом, осуществляется совместная добыча продукции из пластов А и Б.
Производительность нижнего насоса определяется площадью поперечного сечения плунжера 9, а верхнего - разностью площадей поперечных сечений верхнего 5 и нижнего 9 плунжеров.
В период работы скважины на поверхности производятся замеры суммарного дебита и обводненности скважины. Забойное давление верхнего пласта определяется измерением уровня жидкости в затрубном пространстве с пересчетом по плотности жидкостей. Забойное давление нижнего пласта замеряется непосредственно нижним датчиком давления гирлянды 17.
Для раздельного измерения дебита продукции нижнего пласта производится остановка скважины. В этот период производится запись кривой восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве. По наклону начального участка этой кривой определяют приток жидкости из верхнего пласта. Приток жидкости нижнего пласта определяют путем вычитания полученного притока верхнего пласта из общего дебита, замеренного на поверхности.
Обводненность продукции нижнего пласта определяют следующим образом. Добываемая продукция нижнего пласта после остановки скважин внутри хвостовика начнет расслаиваться на нефть и воду. Нефть, как более легкая среда, постепенно займет верхний участок хвостовика 15, а вода - нижний. После полного расслоения продукции нижнего пласта в хвостовике 15 появится четкий уровень раздела фаз « нефть - вода». Таким образом, линия изменения давления по глубине хвостовика, постоенная по значениям давления, зафиксированным датчиками давления 17 гирлянды будет иметь излом на глубине раздела фаз «нефть - вода».
Соотношение длины участка, занятого водной фазой в нижней части хвостовике 15 до точки излома к общей его длине позволяет вычислить обводненность продукции нижнего пласта.
Для определения обводненности верхнего пласта вычитают количество добываемой воды нижнего пласта из общего количества воды, замеренной на поверхности, а затем вычисляют обводненность верхнего пласта.
Технико-экономическим преимуществом предложенной модели является простота устройства и возможность раздельного учета продукции пластов и их обводненности.
Штанговая насосная установка для одновременно раздельной добычи нефти из двух пластов, содержащая два насоса разных диаметров, плунжеры которых сочленены между собой патрубком, боковой всасывающий клапан верхнего насоса, полый цилиндр верхнего плунжера, внутри которого размещены вертикальный канал с нагнетательным клапаном, образующий с полым цилиндром концентрическую полость и соединенный с горизонтальными каналами, сообщающими прием верхнего насоса с колонной насосно-компрессорных труб, пакер, разобщающий пласты, хвостовик, соединяющий прием нижнего насоса с подпакерным пространством скважины, отличающаяся тем, что в верхней торцевой части плунжера большего диаметра выполнены каналы для выхода продукции нижнего пласта в колонну насосно-компрессорных труб, а по глубине хвостовика расположены датчики давления, сообщенные с регистратором на поверхности скважины геофизическим кабелем.
