Комплект скважинного оборудования для негерметичной эксплуатационной колонны

Комплект может быть использован в нефтегазод сбывающей промышленности для добычи нефти из скважины в условиях негерметичности эксплуатационной колонны. Комплект содержит колонну труб (1), электроцентробежный насос (2), струйный насос (6), выполненный на номинальное давление электроцентробежного насоса (2), пакер (3), разделяющий эксплуатационную колонну на надпакерную зону (5), расположенную в области негерметичного участка эксплуатационной колонны, и подпакерную зону (4), расположенную выше продуктивного пласта и ниже негерметичного участка эксплуатационной колонны, с установкой в них надпакерного (10) и подпакерного (9) циркуляционных клапанов, комплект также содержит предохранительный клапан (7), установленный между электроцентробежным (2) и струйным (6) насосами и имеющий возможность сбрасывания давления при запуске электроцентробежного насоса (2), и обратный клапан (8), установленный между струйным насосом (6) и пакером (3). Техническое решение комплекта позволяет использовать компоновку оборудования для безопасной и надежной работы комплекта в условиях негерметичности колонны, обеспечить замену оборудования при необходимости и последующую эксплуатацию скважины, 1ил.

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к компоновке оборудования для добывающей скважины в условиях негерметичности эксплуатационной колонны.

Известно оборудование для эксплуатации скважины, содержащее колонну насосно-компрессорных труб, скважинный насос, пакер, с установленной на нем газоотводной трубкой, снабженной клапаном, SU №1601350 А1, Е21В 43/00, 1990.10.23.

Известно устройство для освоения скважины с помощью струйного насоса, включающее колонну насосно-компрессорных труб, хвостовик, вставной струйный насос, установленный между колонной насосно-компрессорных труб и хвостовиком, обратный клапан, установленный ниже вставного струйного насоса, SU №1797646 A3, Е21В 43/00, 1993.02.23.

Известна скважинная насосная установка, содержащая установленные в скважине на колонне труб струйный насос и подключенный к его соплу погружной насос, ниже которого с упором на забой установлена автономная

колонна труб, снабженная в верхней части пакером, а в нижней обратным клапаном, RU №45454 U1, E21B 43/00, 2005.05.10.

Известно устройство для эксплуатации скважин, содержащее размещенный в скважине на нижнем конце колонны насосно-компрессорных труб глубинный насос, взаимодействующий с фонтанной арматурой, состоящей из нагнетательного трубопровода с задвижками и обратным клапаном, сообщенного через колонну насосно-компрессорных труб с глубинным насосом, и разгрузочного трубопровода с аналогичными задвижками и обратным клапаном, сообщенного с затрубным пространством между колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонной, при этом нагнетательный и разгрузочный трубопроводы соединены с промысловым трубопроводом посредством струйного насоса, RU №50596 U1, E21B 43/00, 2006.01.20.

Известна погружная насосная установка для добычи нефти, включающая насос, обратный клапан, расположенный за насосом по ходу движения перекачиваемой жидкости и выполненный с возможностью перекрытия напорной линии насоса, и промывочный клапан, выполненный с возможностью соединения насосной полости между выходом насоса и обратным клапаном с затрубным пространством, RU №60607 U1, E21B 34/06, 2007.01.27.

Известно устройство для добычи нефти, содержащее насосно-компрессорные трубы, насос и пакер с замковой опорой и полостью для

размещения клапана с направляющим штоком, RU №65119 U1, Е21В 43/00, 2007.07.27.

Известна скважинная установка для регулирования и отсекания потока среды, включающая спущенную в скважину колонну труб, оснащенную пакером, съемным клапаном - регулятором и отсекателем, установленным в скважинной камере под пакером, и газлифтным или циркуляционным клапанами, установленными в скважинной камере над пакером, RU №2194152 С2, Е21В 43/12, Е21В 34/06, 2002.12.10.

Конструктивные выполнения известных компоновок оборудования предусматривают определенные требования, обусловленные назначением эксплуатационных режимов.

Известно оборудование для эксплуатации добывающей скважины, включающей колонну труб, электроцентробежный насос, спускаемый в скважину на колонне труб, пакер, разделяющий эксплуатационную колонну на надпакерную и подпакерную зоны, и устройство регулирования давления потока, RU №2291957 С2, Е21В 43/18, 2007.01.20.

Данное техническое решение принято в качестве «ближайшего аналога» настоящей полезной модели.

Оборудование «ближайшего аналога» содержит электроцентробежный насос с присоединенным к нему хвостовиком из насосно-компрессорных труб, включающим пакер, выше которого расположен отражатель потока в виде перфорированного патрубка и регулятора потока, а ниже - резонатор с

гидродинамическим генератором и удлинителем, что повышает приток нефти, повышает надежность работы электроцентробежного насоса и надежность функционирования гидродинамически связанных с ним элементов конструкции.

Однако, в «ближайшем аналоге» не предусмотрена, в случае необходимости, замена оборудования, например, электроцентробежного насоса, глушение скважины и возможность последующей безопасной эксплуатации.

В основу настоящей полезной модели положено решение задачи, позволяющей обеспечить компоновку оборудования для безопасной работы комплекта и для возможной замены отдельного оборудования, в случае необходимости, при последующей эксплуатации и повысить эксплуатационную надежность колонны, в том числе, и при условии ее негерметичности.

Согласно полезной модели эта задача решается за счет того, что скважинное оборудование комплекта для негерметичной эксплуатационной колонны включает колонну труб, электроцентробежный насос, спускаемый в скважину на колонне труб, пакер, разделяющий эксплуатационную колонну на надпакерную и подпакерную зоны, и устройство регулирования потока.

Комплект содержит струйный насос, выполненный на номинальное давление электроцентробежного насоса, предохранительный клапан, установленный между электроцентробежным и струйным насосами и

имеющий возможность сбрасывания давления при запуске электроцентробежного насоса, и обратный клапан, установленный между струйным насосом и пакером, а в зонах надпакерной, расположенной в области негерметичного участка эксплуатационной колонны, и подпакерный, расположенной выше продуктивного пласта и ниже негерметичного участка эксплуатационной колонны, установлены надпакерный и подпакерный циркуляционные клапаны, соответственно, управляемые с устья, при этом электроцентробежный насос, предохранительный клапан, струйный насос, обратный клапан, подпакерный циркуляционный клапан, пакер и надпакерный циркуляционный клапан размещены последовательно и соединены колонной труб с планшайбой, а обратный клапан расположен ниже подпакерного циркуляционного клапана.

Заявителем не выявлены источники, содержащие информацию о техническом решении, идентичном признакам, приведенным в формуле настоящей полезной модели, это определяет, по мнению заявителя, соответствие полезной модели критерию «новизна».

Сущность полезной модели поясняется чертежом, где изображена схема размещения скважинного оборудования в комплекте для негерметичной эксплуатационной колонны.

Комплект скважинного оборудования содержит:

Колонну труб - 1.

Электроцентробежный насос - 2.

Пакер - 3,

подпакерную зону - 4,

надпакерную зону - 5.

Струйный насос - 6.

Предохранительный клапан - 7.

Обратный клапан - 8.

Подпакерный циркуляционный клапан - 9.

Надпакерный циркуляционный клапан - 10.

Планшайбу 11.

Комплект скважинного оборудования включает колонну труб 1, электроцентробежный насос 2, пакер 3, струйный насос 6 и устройство регулирования потока.

Электроцентробежный насос 2 спускают в скважину на колонне труб 1.

Пакер 3 разделяет эксплуатационную колонну на подпакерную 4 и надпакерную 5 зоны. Надпакерная зона 5 расположена в области негерметичного участка эксплуатационной колонны. Подпакерная зона 4 расположена выше продуктивного пласта и ниже негерметичного участка эксплуатационной колонны.

Устройство регулирования потока включает предохранительный клапан 7, обратный клапан 8 и струйный насос 6.

Предохранительный клапан 7 установлен между электроцентробежным 2 и струйным 6 насосами и имеет возможность сбрасывания давления при запуске электроцентробежного насоса 2.

Обратный клапан 8 установлен между струйным насосом 6 и пакером 3.

Струйный насос 6, с подобранными по диаметру соплами, рассчитан на номинальное давление электроцентробежного насоса 2.

Надпакерный 10 и подпакерный 9 циркуляционные клапаны установлены в надпакерный 5 и подпакерный 4 зонах пакера 3, соответственно, и управляются с устья.

Обратный клапан 8 расположен ниже подпакерного циркуляционного клапана 9.

Электроцентробежный насос 2, предохранительный клапан 7, струйный насос 6, обратный клапан 8, подпакерный циркуляционный клапан 9, пакер 3 и надпакерный циркуляционный клапан 10 размещены последовательно и соединены колонной труб 1 с планшайбой 11.

Установку скважинного оборудования осуществляют следующим образом.

В скважину на колонне труб 1 спускают, последовательно установленные электроцентробежный насос 2, предохранительный клапан 7, струйный насос 6, обратный клапан 8, подпакерный циркуляционный клапан 9, пакер 3 и надпакерный циркуляционный клапан 10. Пакером 3

герметизируют пространство между колонной труб 1 и эксплуатационной колонной выше продуктивного пласта, но ниже негерметичности эксплуатационной колонны.

Открывают надпакерный циркуляционный клапан 10 и через затрубье заменяют жидкость глушения находящуюся над пакером 3 на нефть. Закрывают надпакерный циркуляционный клапан 10 и запускают электроцентробежный насос 2. В момент запуска электроцентробежного насоса 2 происходит скачек давления перекачиваемой жидкости (гидроудар) из-за повышенного пускового тока. В этот момент предохранительный клапан 7 сбрасывает давление в подпакерную зону 4. При выходе электроцентробежного насоса 2 на номинальный режим предохранительный клапан 7 закрывается. Подача жидкости электроцентробежным насосом 2 через струйный насос 6 будет осуществляться через обратный клапан 8 по колонне труб 1 на устье скважины.

Разряжение в подпакерной зоне 4 в процессе работы электроцентробежного насоса 2 приводит к выделению газа из нефти, который вместе с нефтью струйным насосом 6 откачивается по колонне труб 1.

При необходимости замены комплекта оборудования скважину заглушают водой. Для этого открывают подпакерный циркуляционный клапан 9, при этом жидкость глушения закачивается под пакер 3. Затем открывают надпакерный циркуляционный клапан 10, при этом жидкость

глушения закачивается по затрубью. После замены в надпакерной 5 и подпакерной 4 зонах нефти на жидкость глушения пакер 3 срывают и поднимают комплект оборудования из скважины. Производят замену необходимого оборудования и вновь спускают комплект в скважину.

Установка предохранительного клапана 7, размещенного между электроцентробежным 2 и струйным 6 насосами и имеющего возможность сбрасывания давления при запуске электроцентробежного насоса 2, обеспечивает безопасность работы комплекта и регулирование потока.

Обратный клапан 8, размещенный между струйным насосом 6 и пакером 3, совместно с подпакерным циркуляционным клапаном 9, обеспечивает замену в подпакерной зоне 4 нефти на жидкость при глушении скважины, что способствует безопасному подъему оборудования при необходимости его замены.

Наличие струйного насоса 6, выполненного при подборе диаметров его сопел, рассчитанных на номинальное давление электроцентробежного насоса 2, и обеспечивающего откачку газа вместе с нефтью по колонне труб 1, увеличивает безопасность и надежность работы с комплектом.

Установка пакера 3 ниже негерметичного участка эксплуатационной колонны, при этом расположение надпакерной зоны 5 в области негерметичного участка эксплуатационной колонны и подпакерной зоны 4 - выше продуктивного пласта и ниже негерметичного участка

эксплуатационной колонны, позволяет повысить эксплуатационную надежность эксплуатационной колонны.

Установка надпакерного 10 и подпакерного 9 циркуляционных клапанов и управление их работой с устья, повышает надежность работы комплекта и обеспечивает возможность замены оборудования, в случае необходимости.

Последовательное расположение на колонне труб 1 электроцентробежного насоса 2, предохранительного клапана 7, струйного насоса 6, обратного клапана 8, подпакерного циркуляционного клапана 9, пакера 3 и надпакерного циркуляционного клапана 10 обеспечивает компоновку скважинного оборудования для осуществления безопасной работы и возможной замены оборудования, для повышения эксплуатационной надежности в условиях негерметичности эксплуатационной колонны.

Предложенный комплект включает оборудование широко применяемое в нефтегазодобывающей промышленности и проведение опытных испытаний обуславливают, по мнению заявителя, его соответствие критерию «промышленная применимость».

Комплект скважинного оборудования для негерметичной эксплуатационной колонны, включающего колонну труб, электроцентробежный насос, спускаемый в скважину на колонне труб, пакер, разделяющий эксплуатационную колонну на надпакерную и подпакерную зоны, и устройство регулирования потока, отличающийся тем, что комплект содержит струйный насос, выполненный на номинальное давление электроцентробежного насоса, предохранительный клапан, установленный между электроцентробежным и струйным насосами и имеющий возможность сбрасывания давления при запуске электроцентробежного насоса, и обратный клапан, установленный между струйным насосом и пакером, а в зонах надпакерной, расположенной в области негерметичного участка эксплуатационной колонны, и подпакерный, расположенной выше продуктивного пласта и ниже негерметичного участка эксплуатационной колонны, установлены надпакерный и подпакерный циркуляционные клапаны соответственно, управляемые с устья, при этом электроцентробежный насос, предохранительный клапан, струйный насос, обратный клапан, подпакерный циркуляционный клапан, пакер и надпакерный циркуляционный клапан размещены последовательно и соединены колонной труб с планшайбой, а обратный клапан расположен ниже подпакерного циркуляционного клапана.