Способ запуска скважинной насосной установки и опрессовочное устройство для его осуществления

 

Использование: в области струйных насосов. Сущность изобретения: перед проверкой герметичности колонны подъемных труб определяют приемистость продуктивного пласта скважины путем закачки жидкости в затрубное пространство, спускают в корпус струйного насоса опрессовочное устройство с закрытым центральным каналом, а после посадки пакера в эксплуатационной колонне проводят проверку герметичности пакера и поднимают опрессовочное устройство. Опреснительное устройство включает сердечник 10 и подъемный узел 11. На поверхности сердечника 10 имеются два блока уплотнений 12 и кольцевая проточка 13,которая сообщена с центральным каналом 15 сердечника 10. Подъемный узел 11 содержит осевой канал 16, ловильную головку 18 и крепится к сердечнику 10 разъемным соединением 20, в котором размещена съемная заглушка 21. 2 н.п. ф-лы, 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к струйным насосам и может быть использовано для подъема жидкости из скважин. Известен способ запуска скважинной насосной установки (СНУ), включающий в себя спуск пакера, струйного насоса с заглушками циркуляционных каналов и колонны подъемных труб (КПТ) в скважину, посадку пакера в эксплуатационной колонне, одновременную проверку герметичности (опрессовку) КПТ и пакера путем создания давления опрессовки в затрубном пространстве скважины, удаление заглушек из циркуляционных каналов струйного насоса путем создания избыточного давления в КПТ (Авторское свидетельство СССР N 966323 F04F5/02, 1981). Недостатком указанного способа является низкая надежность операции по удалению заглушек. В случае осаждения механических примесей в проточных каналах струйного насоса срыв заглушек становится невозможным, а промывка образовавшейся пробки через затрубное пространство требует срыва пакера, что может привести к порыву уплотнительных элементов, а значит к необходимости полного подъема погружного оборудования. Кроме того, одновременная опрессовка КПТ и пакера осложняет поиск возможностей негерметичности. Заглушки, устанавливаемые в циркуляционных каналах струйного насоса, изготавливаются из мягкого материала, а при их удалении падают на пакер. Если требования к материалу заглушек не соблюдены, то возможна аварийная ситуация при подъеме оборудования.

Известен способ запуска СНУ, включающий спуск пакера, корпуса струйного насоса и КПТ в скважину, спуск опрессовочного устройства, проверку герметичности КПТ, посадку пакера, подъем опрессовочного устройства, замену жидкости глушения на рабочий агент, спуск вставной части струйного насоса, запуск СНУ (Авторское свидетельство СССР N 823658 F04F5/54, 1981). Недостатком способа является отсутствие операции опрессовки пакера, о герметичности которого судят после запуска СНУ на основании замеров добываемой жидкости. Известно устройство для опрессовки КПТ, включающее стационарно расположенный на ней ниппель и спускаемое опрессовочное устройство, которое содержит сердечник с уплотнительными элементами и узел подъема с ловильной головкой (Оборудование для газлифтной эксплуатации нефтяных скважин. Каталог ОКБ Нефтемаш. М. 1987 с. 44). Указанное устройство не позволяет провести контроль герметичности пакера для СНУ, снабженной струйным насосом.

Задачей настоящего изобретения является повышение надежности способа запуска СНУ за счет совершенствования операции по опрессовке пакера и конструкции опрессовочного устройства, требуемого для проведения этой операции. Повышение надежности способа запуска СНУ, состоящего из спуска в скважину пакера, корпуса струйного насоса, КПТ, спуска опрессовочного устройства, проверки герметичности подъемных труб, посадки пакера в эксплуатационной колонне, подъема опрессовочного устройства, замены в скважине жидкости глушения на рабочий агент, спуска вставной части струйного насоса, запуска СНУ, достигается тем, что перед опрессовкой подъемных труб определяют приемистость продуктивного пласта скважины путем закачки жидкости в затрубное пространство, опрессовочное устройство с закрытым центральным каналом спускают в корпус струйного насоса, а после посадки пакера в эксплуатационной колонне проводят проверку герметичности пакера и поднимают опрессовочное устройство.

Для скважин, принимающих жидкость в продуктивный пласт после посадки пакера в КПТ,создают давление фиксации опрессовочного устройства, закрывают полость подъемных труб на устье скважины, а в затрубном пространстве создают давление для опрессовки пакера.

Для скважин, не принимающих жидкость в продуктивный пласт после посадки пакера, поднимают опрессовочное устройство, открывают центральный канал опрессовочного устройства и спускают его в корпус струйного насоса. Затем создают давление опрессовки пакера в полости подъемных труб при открытом затрубном пространстве.

Опрессовочное устройство, включающее снабженный уплотнительными элементами сердечник и соединенный с ним подъемный узел, снабженный ловильной головкой и сквозным осевым каналом, содержит также кольцевую проточку, которая размещена между двумя блоками уплотнительных элементов и гидравлически связана посредством системы радиальных отверстий и осевого канала сердечника с осевым каналом подъемного узла. В разъеме соединения сердечника и подъемного узла расположено гнездо для установки заглушки, которая разобщает осевые каналы сердечника и подъемного узла, а подъемный узел снабжен съемным центратором.

На фиг. 1 представлена схема погружного оборудования СНУ, включающая КПТ 1, корпус 2 струйного насоса, пакер 3, приемный патрубок 4. В корпусе 2 струйного насоса выполнены радиальные каналы 5, сообщающие посадочное гнездо 6 и каналы 7 подачи инжектируемой жидкости, а также стационарно размещен диффузор 8, сообщающийся посредством отверстий 9 с кольцевым пространством скважины.

На фиг. 2 представлена компоновка погружного оборудования при опрессовке КПТ 1 и опрессовке пакера 3 сверху. В посадочном гнезде 6 корпуса 2 струйного насоса размещено спускаемое опрессовочное устройство, включающее в себя сердечник 10 и подъемный узел 11. На поверхности сердечника имеются два блока уплотнений 12 и кольцевая проточка 13, которая с помощью радиальных отверстий 14 сообщается с центральным каналом 15 сердечника. Подъемный узел 11 содержит осевой канал 16, фильтр 17, ловильную головку 18, съемный центратор 19 и крепится к сердечнику10 разъемным соединением 20, в котором размещена съемная заглушка 21, разобщающая каналы 16 и 17.

На фиг. 3 представлена компоновка погружного оборудования при опрессовке пакера снизу. Обозначения элементов аналогичны обозначениям фиг. 2, отсутствует съемная заглушка 21 в центральном канале 15 опрессовочного устройства.

На фиг. 4 представлена компоновка погружного оборудования СНУ при рабочем положении струйного насоса. В посадочном гнезде 6 располагается вставная часть 10 струйного насоса, включающая в себя камеру смешения 21, начальный участок диффузора 12, радиальные отверстия 13 подачи инжектируемой жидкости, размещенные в кольцевой проточке 14, активное сопло 15, подъемный узел 11, содержащий осевой канал 16, фильтр 17, ловильную головку 18, съемный центратор 19. Подъемный узел 11 и вставная часть 10 крепятся с помощью соединения 20, при этом одновременно фиксируется активное сопло 15.

Способ запуска скважинной насосной установки осуществляется следующим образом. В скважину спускают погружное оборудование, представленное на фиг. 1, включающего в себя КПТ 1, корпус струйного насоса 2, пакер 3, приемный патрубок 4, определяют приемистость продуктивного пласта путем закачки жидкости в затрубное пространство скважины. Опускают в корпус 2 струйного насоса опрессовочное устройство с заглушенным центральным каналом 15 (фиг. 2), создают давление опрессовки в полости КПТ и выдерживают его в течение 30 мин. Снижают давление до нуля и производят посадку пакера в эксплуатационной колонне. Начиная с этого момента порядок операций по опрессовке пакера зависит от определенной ранее характеристики продуктивного пласта. Для скважин с принимающим продуктивным пластом порядок опрессовки пакера следующий. В КПТ создают давление фиксации опрессовочного устройства, величина которого определяется по зависимости: (P_опр)_эк <P (P_опр)_кпт, (P_опр)_эк давление опрессовки эксплуатационной колонны скважины; P_ф давление фиксации опрессовочного устройства, создаваемое в КПТ; (P_опр)_кпт давление опрессовки КПТ. Затем в затрубном пространстве создают давление опрессовки пакера, величина которого определяется по зависимости: 1,2 ΔP_p<(P)_п<(P)_эк;, где ΔP_р расчетный перепад давления на пакер в процессе работы установки; (P_опр)_п давление опрессовки пакера.

После опрессовки плавно снижают давление в затрубном и трубном пространствах скважины и поднимают опрессовочное устройство на поверхность.

Для скважин, у которых приемистость продуктивного пласта отсутствует,порядок опрессовки пакера следующий. Поднимают на поверхность опрессовочное устройство, извлекают герметизирующий элемент 21 из центрального канала 15 сердечника 10 и опрессовочное устройство устанавливают в корпусе 2 струйного насоса, как показано на фиг. 3. При открытом затрубном пространстве в полости подъемных труб создают давление опрессовки, которое через каналы 15 и 16, радиальные отверстия 14 опрессовочного устройства, радиальные отверстия 5 и каналы 7 корпуса 2 струйного насоса передается в подпакерное пространство скважины. После опрессовки пакера давление в КПТ плавно снижают до нуля, опрессовочное устройство поднимают на поверхность. Дальнейшие операции по запуску скважины и насосной установки заключаются в следующем. Производят замену жидкости глушения в скважине на рабочий агент. В корпусе струйного насоса устанавливают вставную часть. По КПТ к струйному насосу подают рабочий агент, который, истекая из сопла 15 (фиг. 4), увлекает инжектируемую жидкость, поступающую из подпакерного пространства через каналы 7 и отверстия 5 и 13, в камеру смешения 21 и далее через диффузор 8 в затрубное пространство скважины.

Формула изобретения

1. Способ запуска скважинной насосной установки, состоящий из спуска в скважину пакера, корпуса струйного насоса и колонны подъемных труб, спуска опрессовочного устройства, проверки герметичности колонны подземных труб, посадки пакера в эксплуатационной колонне, подъема опрессовочного устройства, замены в скважине жидкости глушения на рабочий агент, спуска вставной части струйного насоса, запуска скважинной насосной установки путем подачи рабочего агента к струйному насосу, отличающийся тем, что перед проверкой герметичности колонны подъемных труб определяют приемистость продуктивного пласта скважины путем закачки жидкости в затрубное пространство, спускают в корпус струйного насоса опрессовочное устройство с закрытым центральным каналом, а после посадки пакера в эксплуатационной колонне проводят проверку герметичности пакера и поднимают опрессовочное устройство.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для скважин, принимающих жидкость в продуктивный пласт после посадки пакера в колонне подъемных труб, создают давление фиксации опрессовочного устройства, закрывают полость подъемных труб на устье скважины, а в затрубном пространстве создают давление (P_опр)_п для контроля герметичности пакера, причем значения указанных давлений выбирают в следующих интервалах: (P_опр)_эк<P<(P)_кпт,
1,2ΔP_p<(P)_п<(P)_эк
где (P_опр)_эк давление опрессовки эксплуатационной колонны скважины;
(P_опр)_кпт давление колонны подъемных труб;
P_ф давление фиксации опрессовочного устройства;
(P_опр)_п давление контроля герметичности пакера;
ΔP_р расчетный перепад давления на пакер при работе скважинной насосной установки.

3. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что для скважин, не принимающих жидкость в продуктивный пласт, после посадки пакера поднимают опрессовочное устройство, открывают центральный канал опрессовочного устройства, спускают опрессовочное устройство в корпус струйного насоса, создают давление контроля герметичности пакера (P_опр)_п в полости подъемных труб при открытом затрубном пространстве.

4. Опрессовочное устройство, включающее снабженный уплотнительными элементами сердечник и соединенный с ним подъемный узел, снабженный ловильной головкой и сквозным осевым каналом, отличающееся тем, что сердечник снабжен кольцевой проточкой, которая размещена между двумя блоками уплотнительных элементов и гидравлически связана посредством системы радиальных отверстий и осевого канала сердечника с осевым каналом подъемного узла, при этом в разъеме соединения сердечника и подъемного узла расположено гнездо для установки заглушки для разобщения их осевых каналов, а подъемный узел снабжен съемным центратором.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4