Способ подготовки к работе скважинного насосного оборудования гарипова



Способ подготовки к работе скважинного насосного оборудования гарипова
Способ подготовки к работе скважинного насосного оборудования гарипова
Способ подготовки к работе скважинного насосного оборудования гарипова
Способ подготовки к работе скважинного насосного оборудования гарипова
Способ подготовки к работе скважинного насосного оборудования гарипова
Способ подготовки к работе скважинного насосного оборудования гарипова

 


Владельцы патента RU 2414584:

Гарипов Олег Марсович (RU)
ООО Научно-производственное объединение "Новые нефтяные технологии" (RU)

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть использовано для установки и эксплуатации насосных скважин. Обеспечивает повышение эффективности работы скважинного насосного оборудования, в особенности при одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов. Сущность изобретения: способ включает монтаж оборудования на поверхности, спуск на колонне труб электронасоса, пакера и установку их на заданной глубине. При этом первоначально осуществляют спуск в скважину электронасоса с погружным электродвигателем до кабельного разъема. Затем производят монтаж скважинного насосного оборудования на поверхности, включающий пропускание силового кабеля через навесные элементы пакера, соединение силового кабеля с погружным электродвигателем, установку ствола пакера с пазом на электронасосе или на насосно-компрессорных трубах (НКТ), заполнение паза в стволе пакера жидким герметизирующим наполнителем с последующим погружением в него силового кабеля, выдерживание жидкого герметизирующего наполнителя до полного или частичного затвердевания и установку навесных элементов на ствол пакера. После этого осуществляют спуск в скважину электронасоса с погружным электродвигателем и пакера с навесными элементами на заданную глубину, пакеровку пакера, установку устьевой арматуры с кабельным вводом и присоединение силового кабеля к наземной станции управления. 5 з.п. ф-лы, 6 ил.

 

Изобретение относится области добычи углеводородов (нефти, газа, конденсата и т.д.) и может быть использовано для установки и эксплуатации насосных скважин.

Известен «Способ одновременно-раздельной добычи нефти из пластов одной скважины с погружной насосной установкой (варианты)», включающий спуск в скважину колонны труб, пакера, насоса с силовым кабелем и с погружным электродвигателем (патент РФ №2344274, Е21В 43/14, опубл. 20.01.2009 г.).

Недостатком вышеуказанного способа является то, что для герметизации силового кабеля в пакере используют кабельный ввод, имеющий различные зажимные герметизирующие элементы, что усложняет процесс герметизации и удлиняет время заделки кабеля в пакере. Кроме того, используется в известном способе громоздкая и металлоемкая конструкция кабельного ввода в пакере, что усложняет условия монтажа, например, при непогоде или при низких температурах, способ имеет низкую надежность и технологичность.

Наиболее близким техническим решением является «Способ подготовки к работе скважинной струйной установки для каротажа горизонтальных скважин», включающий монтаж оборудования на поверхности, спуск на колонне труб электронасоса, пакера и установку их на заданной глубине (патент РФ №2252338, Е21В 47/12, F04F 5/54, опубл. 20.05.2005 г., прототип).

В вышеуказанном способе монтаж оборудования технологически сложен, так как включает многочисленные технологические операции, кроме того, он не предусматривает установку электронасоса с силовым кабелем и не учитывает возможность герметизации силового кабеля в пакере, из-за чего способ имеет низкую технологичность и эффективность применения.

Предлагаемый способ подготовки к работе скважинного насосного оборудования позволит устранить вышеуказанные недостатки и осуществить установку и герметизацию силового кабеля в пакере непосредственно на поверхности - устье скважины, что влечет за собой облегчение доставки пакера и силового кабеля раздельно до скважины, снижает вероятность его повреждения при транспортировке и соответственно обеспечивает сохранность оборудования. Также снижается зависимость от технических и технологических условий герметизации силового кабеля в пакере: не требуется помещение, экономится время на установку силового кабеля в пакере, снижаются трудозатраты, что повышает оперативность, мобильность при монтаже оборудования, при этом не нужно разделывать и сращивать кабель, в том числе не надо снимать броню силового кабеля, штекер с муфтой и кабельным разъемом. Также предлагаемый способ позволяет применить электронасос, например ЭЦН, с силовым кабелем, что позволяет обеспечить более эффективную работу скважинного насосного оборудования, в особенности для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов.

Поставленная цель достигается тем, что способ подготовки к работе скважинного насосного оборудования включает монтаж оборудования на поверхности, спуск на колонне труб электронасоса, пакера и установку их на заданной глубине, при этом первоначально осуществляют спуск в скважину электронасоса с погружным электродвигателем до кабельного разъема, затем производят монтаж скважинного насосного оборудования на поверхности, включающий пропускание силового кабеля через навесные элементы пакера, соединение силового кабеля с погружным электродвигателем, установку ствола пакера с пазом на электронасосе или на НКТ, заполнение паза в стволе пакера жидким герметизирующим наполнителем с последующим погружением в него силового кабеля, выдерживание жидкого герметизирующего наполнителя до полного или частичного затвердевания и установку навесных элементов на ствол пакера, после чего осуществляют спуск в скважину электронасоса с погружным электродвигателем и пакера с навесными элементами на заданную глубину, пакеровку пакера, установку устьевой арматуры с кабельным вводом и присоединение силового кабеля к наземной станции управления, кроме этого дополнительно устанавливают штанговый насос или электронасос над пакером, а струйный насос-эжектор дополнительно устанавливают над пакером и/или под пакером, расстояние установки пакера от электронасоса определяют техническими условиями скважины, в качестве электронасоса используют электроцентробежный насос, жидкий герметизирующий наполнитель заливают в паз на стволе пакера под резиновыми уплотнительными манжетами непосредственно перед установкой резиновых уплотнительных манжет, при использовании нескольких резиновых уплотнительных манжет жидкий герметизирующий наполнитель заливают в паз на стволе пакера последовательно за установкой каждой резиновой уплотнительной манжеты.

На фиг.1-4 изображена последовательность операций предлагаемого способа подготовки к работе скважинного насосного оборудования, на фиг.5 изображена реализация предлагаемого способа подготовки к работе скважинного насосного оборудования с дополнительным струйным насосом - эжектором, на фиг.6 изображена реализация предлагаемого способа подготовки к работе скважинного насосного оборудования с дополнительным штанговым насосом.

Способ подготовки к работе скважинного насосного оборудования осуществляют следующим образом.

В скважину первоначально спускают электронасос 1 с погружным электродвигателем 2 до кабельного разъема 3. В качестве электронасоса 1 используют, например, электроцентробежный насос (ЭЦН), винтовой, диафрагменный и др. погружные скважинные электронасосы. Затем производят монтаж скважинного насосного оборудования на поверхности (на устье скважины), для этого пропускают силовой кабель 4 через навесные элементы 5, после чего осуществляют соединение силового кабеля 4 с погружным электродвигателем 2, для этого подключают силовой кабель 4 к кабельному разъему 3 погружного электродвигателя 2 электронасоса 1. Навесные элементы 5 находятся в это время как бы нанизанными на силовой кабель 4 (фиг.1). Затем в скважину приспускают погружной электродвигатель 2 с электронасосом 1 и с силовым кабелем 4 на расстояние, необходимое для присоединения ствола 6 пакера 7 посредством соединительного элемента, например переводника, патрубка, или НКТ 9. После этого ствол 6 с пазом 8 устанавливают на электронасосе 1 или на НКТ 9 и заполняют паз 8 жидким герметизирующим наполнителем (не показан), в который затем погружают силовой кабель 4, после этого выдерживают жидкий герметизирующий наполнитель до полного или частичного затвердевания (фиг.2). Жидкий герметизирующий наполнитель представляет собой, например, смолу, эпоксидный клей, компаунд, цементную смесь. Жидкий герметизирующий наполнитель заливают в паз 8 на стволе 6 под резиновыми уплотнительными манжетами 10 непосредственно перед их установкой, при использовании нескольких резиновых уплотнительных манжет 10 жидкий герметизирующий наполнитель заливают в паз 8 на стволе 6 последовательно за установкой каждой резиновой уплотнительной манжеты 10.

В случае необходимости применения пакера непосредственно над электронасосом 1 ствол 6 с пазом 8 устанавливают на электронасосе 1 посредством фланцевого или муфтового соединения 12.

Время частичного или полного затвердевания жидкого герметизирующего наполнителя от нескольких секунд до нескольких часов и зависит от определенных условий, таких как от давлений, температур и агрессивности среды. В некоторых случаях полное затвердевание жидкого герметизирующего наполнителя происходит в процессе спуска ствола 6 пакера 7 с пазом 8 в скважину, так как спуск оборудования до заданной глубины осуществляют не менее 5 - 20 ч. На ствол 6 пакера 7 устанавливают навесные элементы 4 с резиновыми уплотнительными манжетами 10 (фиг.2).

Смонтированное скважинное насосное оборудование, а именно электронасос 1 со стволом 6 пакера 7, с навесными элементами 5, включающими резиновые уплотнительные манжеты 10, спускают в скважину до заданной глубины и осуществляют пакеровку пакера 7. Пакер 7 с навесными элементами 5 устанавливают в скважине от электронасоса 1 на заданном расстоянии, которое определяют, в том числе и техническими условиями скважины, например местоположением интервала негерметичности 11. Минимальное расстояние установки пакера 7 от электронасоса 1 определяют длиной соединительной муфты 12 или присоединительного патрубка 13. После пакеровки пакера 7 осуществляют установку устьевой арматуры с кабельным вводом, присоединяют силовой кабель 4 к наземной станции управления 14 и запускают скважину в работу.

Над пакером 7 с навесными элементами 5 дополнительно устанавливают штанговый насос 15 или электронасос 1 с кожухом 16. Дополнительный электронасос 1 или штанговый насос 15 необходим для одновременно-раздельной разработки дополнительных вышележащих объектов эксплуатации.

Над пакером 7 и/или под пакером 7 дополнительно устанавливают струйный насос-эжектор 17. Струйный насос-эжектор 17 необходим для удаления лишнего газа из подпакерной зоны, для улучшения условий работы электронасоса 1 и для одновременно-раздельной разработки дополнительных вышележащих объектов эксплуатации.

Пример 1 (фиг.4).

В скважину первоначально спускают ЭЦН 1 с погружным электродвигателем 2 до кабельного разъема 3. Затем производят монтаж оборудования на устье скважины, для этого пропускают силовой кабель 4 через навесные элементы 5, после этого подключают штекер силового кабеля 4 к кабельному разъему 3 погружного электродвигателя 2 электронасоса 1, при этом навесные элементы 5, в том числе резиновые уплотнительные манжеты 10, находятся в это время как бы нанизанными на силовой кабель 4.

Затем в скважину спускают ЭЦН 1 с силовым кабелем 4 на НКТ 9 на расстояние, необходимое для присоединения ствола 6 пакера 7. На ЭЦН 1 устанавливают ствол 6 с пазом 8 и заливают в паз 8 жидкий герметизирующий наполнитель в виде компаунда (не показан), в который затем погружают силовой кабель 4, после чего выдерживают компаунд до полного затвердевания. На стволе 6 устанавливают навесные элементы 5 с резиновыми уплотнительными манжетами 10.

Смонтированное скважинное насосное оборудование, а именно ЭЦН 1 со стволом 6 пакера 7, с навесными элементами 5, включающими резиновые уплотнительные манжеты 10, спускают в скважину на колонне труб 9 и пакеруют пакер 7. При этом пакер 7 устанавливают ниже интервала негерметичности 11. После пакеровки пакера 7 устанавливают устьевую скважинную арматуру с кабельным вводом и с запорными задвижками, подсоединяют силовой кабель 4 к наземной станции управления 14 и скважину запускают в работу.

Пример 2 (фиг.5).

В скважину первоначально спускают винтовой электронасос 1 с погружным электродвигателем 2 до кабельного разъема 3. Затем производят монтаж скважинного насосного оборудования на поверхности, для этого пропускают силовой кабель 4 через навесные элементы 5 и резиновые уплотнительные манжеты 10, после чего подключают штекер силового кабеля 4 к кабельному разъему 3 погружного электродвигателя 2 винтового электронасоса 1. Навесные элементы 5 находятся в это время как бы нанизанными на силовой кабель 4.

Затем в скважину приспускают погружной электродвигатель 2 с винтовым электронасосом 1 с силовым кабелем 4 на НКТ 9 на расчетное расстояние, необходимое для присоединения струйного насоса-эжектора 17, на который через патрубок 13 и соединительную муфту 12 устанавливают ствол 6 пакера 7.

Затем устанавливают часть навесных элементов 5 и непосредственно до установки резиновых уплотнительных манжет 10 в паз 8 заливают смолу. После этого в паз 8 с наполнителем погружают силовой кабель 4, после чего выдерживают смолу до полного затвердевания и на ствол 6 устанавливают резиновые уплотнительные манжеты 10, а также оставшиеся навесные элементы 5. Далее пакер 7 с навесными элементами 5 и с резиновыми уплотнительными манжетами 10 спускают вместе с винтовым электронасосом 1 на колонне труб 9 в скважину на расстояние, необходимое для присоединения к колонне труб НКТ 9 распределителя потоков 19 и второго электронасоса 1 с кожухом 16.

После этого скважинное насосное оборудование спускают в скважину до глубины посадки пакера 7 между пластами 11 и 18 и пакеруют пакер 7.

После пакеровки пакера 7 устанавливают устьевую скважинную арматуру с кабельным вводом, состоящим из сальникового устройства, подсоединяют силовой кабель 4 к наземной станции управления 14 и скважину запускают в работу.

Пример 3 (фиг.6).

В скважину на заданную глубину первоначально спускают диафрагменный электронасос 1 с погружным электродвигателем 2 до кабельного разъема 3. Затем производят монтаж оборудования на устье скважины, для этого пропускают силовой кабель 4 через навесные элементы 5, включающие три резиновые уплотнительные манжеты 10, затем подключают штекер силового кабеля 4 к кабельному разъему 3 погружного электродвигателя 2 диафрагменного электронасоса 1.

Затем в скважину на НКТ 9 приспускают погружной электродвигатель 2 с диафрагменным электронасосом 1 и с силовым кабелем 4 на заданное расстояние.

На НКТ 9 устанавливают ствол 6 пакера 7. Далее на ствол 6 надевают часть навесных элементов 5 и одну резиновую уплотнительную манжету 10.

После этого в паз 8 на стволе 6 заливают компаунд под первой резиновой уплотнительной манжетой 10 и погружают в него силовой кабель 4, после чего выдерживают компаунд до частичного затвердевания. Затем надевают следующую резиновую уплотнительную манжету 10 и в паз 8 заливают цементную смесь, в которую сразу погружают силовой кабель 4, после чего выдерживают компаунд до полного затвердевания, и надевают третью резиновую уплотнительную манжету 10 и оставшиеся навесные элементы 5.

Спускают пакер 7 с диафрагменным электронасосом 1 на НКТ 9 в скважину на заданное расстояние согласно плану работ по спуску насосного оборудования и присоединяют штанговый насос 15 с кожухом 16 через распределитель потоков 19 с электронасосом 1. После этого все смонтированное скважинное насосное оборудование спускают в скважину до глубины посадки пакера 7 между пластами 11 и 18 и пакеруют пакер 7.

После пакеровки пакера 7 устанавливают устьевую скважинную арматуру с кабельным вводом, подсоединяют силовой кабель 4 к наземной станции управления 14 и скважину запускают в работу.

Проведенные по предлагаемому способу работы показали значительную экономию времени при монтаже скважинного насосного оборудования и снижение трудозатрат.

Простота и удобство проведения монтажа скважинного насосного оборудования на поверхности - устье скважины - позволяет не только повысить оперативность, технологичность и мобильность проведения работ, но и значительно улучшить надежность герметизации силового кабеля в пакере.

Кроме того, установка и герметизации силового кабеля в пакере на поверхности - устье скважины - снижает зависимость от технических и технологических условий герметизации силового кабеля в пакере.

Применение электронасоса с силовым кабелем и с пакером позволяет эффективнее использовать скважинное насосное оборудование, в особенности для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов.

1. Способ подготовки к работе скважинного насосного оборудования, включающий монтаж оборудования на поверхности, спуск на колонне труб электронасоса, пакера и установку их на заданной глубине, отличающийся тем, что первоначально осуществляют спуск в скважину электронасоса с погружным электродвигателем до кабельного разъема, затем производят монтаж скважинного насосного оборудования на поверхности, включающий пропускание силового кабеля через навесные элементы пакера, соединение силового кабеля с погружным электродвигателем, установку ствола пакера с пазом на электронасосе или на насосно-компрессорных трубах - НКТ, заполнение паза в стволе пакера жидким герметизирующим наполнителем с последующим погружением в него силового кабеля, выдерживание жидкого герметизирующего наполнителя до полного или частичного затвердевания и установку навесных элементов на ствол пакера, после чего осуществляют спуск в скважину электронасоса с погружным электродвигателем и пакера с навесными элементами на заданную глубину, пакеровку пакера, установку устьевой арматуры с кабельным вводом и присоединение силового кабеля к наземной станции управления.

2. Способ подготовки к работе скважинного насосного оборудования по п.1, отличающийся тем, что дополнительно устанавливают штанговый насос или электронасос над пакером, а струйный насос-эжектор дополнительно устанавливают над пакером и/или под пакером.

3. Способ подготовки к работе скважинного насосного оборудования по п.1, отличающийся тем, что расстояние установки пакера от электронасоса определяют техническими условиями скважины.

4. Способ подготовки к работе скважинного насосного оборудования по п.1, отличающийся тем, что в качестве электронасоса используют электроцентробежный насос.

5. Способ подготовки к работе скважинного насосного оборудования по п.1, отличающийся тем, что жидкий герметизирующий наполнитель заливают в паз на стволе пакера под резиновыми уплотнительными манжетами непосредственно перед установкой резиновых уплотнительных манжет.

6. Способ подготовки к работе скважинного насосного оборудования по п.5, отличающийся тем, что при использовании нескольких резиновых уплотнительных манжет жидкий герметизирующий наполнитель заливают в паз на стволе пакера последовательно за установкой каждой резиновой уплотнительной манжетой.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к промыслово-геофизическим исследованиям бурящихся и наклонно направленных глубоких и сверхглубоких нефтегазовых скважин. .

Изобретение относится к устройствам для фиксации оборудования в скважине, например пакеров, домкратов. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для фиксации оборудования в скважине, например пакеров, домкратов, клина-отклонителя и т.д.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для селективной изоляции пластов при заканчивании нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для селективной изоляции пластов при заканчивании скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, а именно к устройствам для направленной закачки различных реагентов в заданные интервалы скважины при обработке призабойной зоны кислотными и другими растворами, а также при ремонтно-изоляционных работах по ликвидации заколонных перетоков и по ограничению водопритока в скважину методом селективной закачки тампонажных растворов.

Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин и предназначено, в частности, для разобщения пластов с применением пакеров

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для фиксации оборудования в скважине с опорой на обсадную колонну или перекрыватель скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для фиксации оборудования в скважине с опорой на обсадную колонну или перекрыватель скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для отсечения дополнительных боковых стволов в процессе строительства следующих дополнительных боковых стволов многозабойных скважин

Изобретение относится к инструменту, представляющему собой надувную камеру, предназначенную для обработки скважины или трубы, например, обсадной

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено в добыче нефти электроцентробежными насосами для предотвращения их падения на забой скважины
Наверх