Установка для одновременно-раздельной добычи углеводородов


 


Владельцы патента RU 2470144:

Сахнов Роман Васильевич (RU)
Грехов Иван Викторович (RU)
Николаев Олег Сергеевич (RU)

Изобретение относится к технике добычи углеводородов и может быть использовано при добыче нефти как из одного пласта, так и при одновременно-раздельной добыче нефти из нескольких изолированных друг от друга пластов с использованием одной скважины. Обеспечивает повышение производительности установки при тех же габаритах используемой колонны НКТ, упрощение ее конструкции, эксплуатации и обслуживания, обеспечение возможности раздельного учета добываемой жидкости и возможности регулирования режима работы насоса для разрабатываемого пласта. Сущность изобретения: установка включает пакер, два насоса для каждого из продуктивных пластов, установленных на колонне НКТ, пакер, установленный между нижним и верхним насосами, электрический кабель. Согласно изобретению оба насоса выполнены центробежными и связаны с одним погружным электродвигателем. Электродвигатель установлен на валу, общем для обоих насосов. Вал проходит сквозь пакер. Электродвигатель соосно связан с центробежными насосами через вал. Входной модуль верхнего насоса расположен выше пакера. Насосы снабжены блоками геофизических датчиков телеметрической системы и расходомерами, связанными линией передачи данных с приемным блоком телеметрической системы. Входные модули насосов снабжены регуляторами расхода нефти, выполненными с регулируемым проходным сечением, установленными соосно оси вращения вала и связанными с сервоприводами. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Установка относится к технике добычи углеводородов и может быть использована при добыче нефти как из одного пласта, так и при одновременно-раздельной добыче нефти из нескольких изолированных друг от друга пластов с использованием одной скважины, с исключением перетоков углеводородов из одного пласта в другой.

Известно устройство для одновременно раздельной эксплуатации нескольких пластов с использованием одной транзитной скважины (см. RU 68584 U1, МПК E21B 43/00, опубл. 27.11.2007). В этом устройстве содержится пакер для разделения двух пластов, два насоса, установленных каждый на своей колонне насосно-компрессорных труб (далее НКТ), размещенных в одной скважине коаксиально друг другу. Один насос - электроцентробежный - размещен снизу от пакера для перекачки нефти из нижнего пласта, для этого в пакере предусмотрен канал для электрического кабеля. Выше пакера размещен приемный клапан для штангового глубинного насоса с самим насосом для перекачки нефти из верхнего пласта. Электроцентробежный насос эксплуатирует нижний пласт, поднимая на поверхность жидкость, для которой предусмотрены каналы, позволяющие ей обтекать приемный клапан по кольцевому пространству между двумя НКТ. Из верхнего пласта штанговый насос через боковые окна приемного канала поднимает добываемую жидкость из верхнего пласта по своей колонне НКТ. Эта установка выбрана в качестве ближайшего аналога.

Недостатком данного устройства является использование штангового насоса с низкой производительностью и невозможность использования двух электроцентробежных насосов в одной колонне НКТ стандартного диаметра ввиду их больших габаритов. Кроме того, использование двух насосов, спущенных в скважину на своей колонне НКТ, усложняет их эксплуатацию и обслуживание с демонтажем, требует наличия клапана для разделения потоков жидкости из двух пластов, что уменьшает и так низкую производительность верхнего штангового насоса.

Другим недостатком известного устройства является невозможность отслеживания эксплуатации одного пласта в реальном режиме времени (он-лайн), а также при одновременно раздельной добыче каждого из пластов, отсутствие возможности раздельного учета добываемой жидкости и возможности регулирования режима работы насоса для каждого из разрабатываемых пластов. Если количество добываемой жидкости не соответствует прогнозируемому, либо падает добыча жидкости, либо насос начинает работать в критическом режиме, это может привести к срыву работы насоса и/или к перегреву погружного электродвигателя вследствие уменьшения количества жидкости, омывающей его. Поэтому контроль и возможность регулирования работы установки необходимы.

Задачей является повышение производительности установки при тех же габаритах используемой колонны НКТ, упрощение конструкции установки, ее эксплуатации и обслуживания, обеспечение возможности раздельного учета добываемой жидкости и возможности регулирования режима работы насоса для разрабатываемого пласта.

Задача решается конструкцией установки добычи углеводородов, включающей:

- электроцентробежный насос, установленный на колонне НКТ,

- электрический кабель электроцентробежного насоса, установленный в кабель-канал, проходящий вдоль колонны НКТ.

Отличием конструкции установки от прототипа является следующее:

- насос в нижней своей части снабжен входным модулем с фильтром или диспергатором, или газосепаратором,

- входной модуль насоса размещен вблизи зон притока нефти из пластов в полость скважины,

- установка снабжена блоком геофизических датчиков (измерения давления, температуры и др.) телеметрической системы,

- установка снабжена расходомером-дебитометром,

- блок геофизических датчиков и расходомер установлены у входного модуля или в полости верхнего модуля насоса, на его выходе,

- входной модуль насоса снабжен регулятором расхода нефти, выполненным с регулируемым проходным сечением, установленным соосно оси вращения вала насоса и связанным с сервоприводом,

- блок геофизических датчиков и расходомер связаны линией передачи данных с приемным блоком телеметрической системы, установленным на дневной поверхности.

Задача решается также вторым вариантом конструкции установки - для одновременно-раздельной добычи углеводородов, включающей:

- пакер, герметично разделяющий два продуктивных пласта скважины,

- пакер закреплен на обсадной колонне,

- два насоса для каждого из продуктивных пластов, установленных на колонне НКТ,

- пакер установлен между нижним и верхним насосами,

- электрический кабель установлен в кабель-канал, проходящий в корпусе пакера вдоль колонны НКТ.

Отличием второго варианта конструкции установки от прототипа является следующее:

- оба насоса выполнены электроцентробежными и связаны с одним погружным электродвигателем,

- погружной электродвигатель размещен под пакером, в нижней части установки непосредственно у нижнего пласта, и установлен на валу, общем для обоих насосов, или электродвигатель установлен на валу и расположен между электроцентробежными насосами,

- вал проходит сквозь пакер, в котором установлены дополнительные подшипниковые опоры,

- электродвигатель соосно связан с центробежными насосами через вал с подшипниками,

- насосы в нижней своей части каждый снабжены входным модулем с фильтром или диспергатором, или газосепаратором,

- входные модули насосов размещены вблизи зон притока нефти из пластов в полость скважины,

- входной модуль верхнего насоса расположен выше пакера,

- установка снабжена блоками геофизических датчиков (измерения давления, температуры и др.) телеметрической системы и расходомерами,

- которые установлены у входных модулей или на выходе из насосов,

- входные модули насосов снабжены регуляторами расхода нефти, выполненными с регулируемым проходным сечением, установленными соосно оси вращения вала двигателя (насоса) и связанными с сервоприводами,

- блоки геофизических датчиков и расходомеры связаны линией передачи данных с приемным блоком телеметрической системы, установленным на дневной поверхности.

Задача решается также конструкцией регулятора расхода нефти, который выполнен в виде двух соосно расположенных цилиндрических поверхностей, установленных относительно друг друга без зазора в пределах допуска изготовления, вплотную. По крайней мере одна из них выполнена с продольными отверстиями, ориентированными вдоль оси, в виде цилиндрической решетки или с иными отверстиями. Одна из поверхностей установлена неподвижно, а другая - с возможностью подвижки (скольжения) относительно другой, причем подвижка поверхности осуществлена либо вдоль их общей оси, либо поступательно по дуге окружности ее основания, с возможностью перекрытия отверстий.

Возможны и другие варианты исполнения конструкции регулятора расхода. Конструкция разных вариантов исполнения регулятора расхода нефти при совершении подвижной частью скольжения вдоль оси или по дуге относительно неподвижной части обеспечивает изменение площади проходного сечения регулятора расхода нефти. Регулятор расхода нефти может быть выполнен также в виде регулятора скорости вращения вала электроцентробежных насосов с использованием блока частотного преобразователя в цепи питания погружного электродвигателя.

Как видно из сущности изобретения, предложенные варианты установки могут быть использованы для добычи нефти из одного пласта или для одновременно-раздельной добычи нефти из нескольких пластов, разобщенных пакерным оборудованием, с возможностью регулировки расхода нефти.

На чертеже показан вариант установки для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов, разделенных пакером, снабженной погружным электродвигателем, расположенным под нижним электроцентробежным насосом. Стрелками показано движение нефти.

Вся установка смонтирована и спущена в скважину на одной колонне насосно-компрессорных труб.

Установка размещена в обсадной колонне 1 скважины для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов: верхнего 2 и нижнего 3. Обсадная колонна 1 скважины у залегания нефтяных пластов 2 и 3 выполнена перфорированной, как это видно из чертежа. Под верхним пластом 2 размещен пакер 4, герметично разделяющий два продуктивных пласта 2 и 3 скважины. Пакер 4 закреплен на обсадной колонне 1 с помощью пакерующего резинового узла (не показано). Непосредственно у нижнего пласта 3, под пакером 4 размещен погружной электродвигатель 5, установленный на валу 6. Электродвигатель 5 кинематически соосно связан с нижним центробежным насосом 7 через вал 6. Насос 7 в нижней своей части снабжен входным модулем 8 с узлом гидрозащиты и фильтром и с регулятором 9 расхода нефти, выполненным с регулируемым проходным сечением в виде цилиндрической решетки. Вал 6 проходит сквозь пакер 4 и далее выше, к входному модулю 10 верхнего насоса 11. Входной модуль 10 верхнего насоса также снабжен узлом гидрозащиты и фильтром и выполнен с регулятором 12 расхода нефти. Входные модули 8 и 10 насосов 7 и 11 соответственно размещены в зонах просачивания нефти из пластов 2 и 3 в полость обсадной колонны 1. В стволе пакера 4 установлены подшипники для передачи вращения от вала 6 к ротору верхнего насоса 11 (не показано). Нижний насос 7 имеет меньшую производительность, верхний насос 11 - большую производительность. Производительность нижнего насоса 7 рассчитана на потенциальный дебит нижнего продуктивного пласта 3, расчет верхнего насоса 11 учитывает суммарный дебит нижнего 3 и верхнего 2 пластов. В полостях верхних выходных модулей 13 и 14 нижнего 7 и верхнего 11 насосов соответственно установлены нижний и верхний расходомеры-дебитометры (не показано). Нижний расходомер модуля 13 предназначен для измерения дебита добычи нефти из нижнего пласта 3, верхний расходомер модуля 14 - для определения суммарного дебита добычи нефти из нижнего 3 и верхнего 2 пластов. Вся установка смонтирована и опущена в скважину на одной колонне 15 НКТ. На колонне 15 НКТ в специальных блоках 16 и 17 непосредственно у разрабатываемых пластов размещены по комплекту датчиков давления и температуры телеметрической системы (не показано). Расходомеры и датчики связаны проводной линией передачи данных с приемником телеметрической системы, установленным на дневной поверхности, с помощью кабеля 18 передачи данных, по которому передаются сигналы телеметрической системы. Электрический кабель 19 вдоль колонны 15 НКТ опущен к погружному электродвигателю 5 и соединен с ним, для чего в пакерующем элементе пакера 4 предусмотрен кабель-канал. Надпакерная полость 20 обсадной колонны 1 расположена ниже верхнего продуктивного пласта 2 и служит для сбора нефти из верхнего продуктивного пласта 2. Оба насоса, как показано на чертеже, связаны между собой не только валом, но и проходным патрубком 21, по которому нефть из нижнего пласта 3 с помощью второго насоса 11 подается вместе с нефтью из верхнего пласта 2 на поверхность.

Как видно из чертежа, пакер 4 разделяет два продуктивных пласта 2 и 3 и размещен между двумя насосами 7 и 11, перекачивающими нефть из разделенных пластов. Насосы 7 и 11 и погружной электродвигатель 5 установлены на один вал 6 с использованием подшипников. Вал 6 является одним общим приводом для них и приходит во вращение от одного электродвигателя, питаемого от одного электрического кабеля 19. Всю установку собирают на дневной поверхности.

Регуляторы расхода нефти во входных модулях 8 и 10 насосов 7 и 11 соответственно каждый выполнены в виде двух соосно расположенных цилиндрических поверхностей, установленными относительно друг друга без зазора в пределах допуска изготовления, вплотную. Наружная цилиндрическая поверхность выполнена с продольными отверстиями, ориентированными вдоль оси, в виде цилиндрической решетки. Одна из поверхностей установлена неподвижно, а другая - с возможностью подвижки (скольжения) относительно первой, причем подвижка поверхностей одна относительно второй осуществлена поступательно по дуге окружности ее основания, с возможностью перекрытия отверстий. Возвратно-поступательные движения по дуге окружности подвижная цилиндрическая поверхность совершает с помощью электропривода, управляемого телеметрической системой (не показано).

В качестве электроцентробежных насосов были использованы: нижний - трехсекционный ЭЦНД-80-729, верхний - трехсекционный ЭЦНД-200. В качестве погружного электродвигателя - ПЭД-110 кВт. В качестве датчиков были использованы датчики типа ТМС и ТМСР (с расходомерами).

Установка работает следующим образом.

В обсадную колонну 1 скважины, являющейся транзитной для верхнего пласта 2 и нижнего пласта 3 и выполненной в месте расположения пластов перфорированной, на колонне 15 насосно-компрессорных труб опускают механический пакер 4 и размещенные на общем усиленном валу 6 на подшипниках по обе стороны от пакера 4 по высоте нижний 7 и верхний 11 электроцентробежные насосы. На нижний конец вала 6 установлен погружной электродвигатель 5. Установку размещают так, чтобы электродвигатель 5 находился выше зоны перфорации обсадной колонны 1 из нижнего пласта 3, и поток жидкости омывал и охлаждал двигатель. Вместе с установкой в скважину опускается уже установленный в кабель-канал электрический кабель 19, подключенный к погружному электродвигателю 5. Пакер 4 закрепляется на внутренней поверхности обсадной колонны 1, герметично разъединяя пласты 2 и 3. Электрический кабель 19 подсоединяется к соответствующей сети, а кабель 18 передачи данных - к системе управления телеметрической системы (на чертеже не показано), работающей в автоматическом или полуавтоматическом режиме. Включается погружной электродвигатель 5, и ротор двигателя через подшипники начинает передавать вращение на единый вал 6 и далее - на нижний 7 и верхний 11 центробежные насосы. Насосы начинают отбирать жидкость из продуктивных пластов 3 и 2, нагнетая ее наверх по колонне 15 НКТ. Расходомерами верхних модулей 13 и 14 нижнего 7 и верхнего 11 насосов соответственно измеряют количество прошедшей через установку нефти из нижнего пласта 3 и суммарную из обоих пластов. Одновременно отслеживаются условия состояния скважин с помощью датчиков 16 и 17 телеметрической системы, показания которых, преобразованные в электрические сигналы, передаются наверх по кабелю 18 передачи данных в систему управления. Туда же одновременно передаются и показания расходомеров 13 и 14 также в виде электрических сигналов. Такая передача данных в процессе добычи нефти позволяет в режиме он-лайн получать информацию о состоянии скважин и величине добытой нефти. При изменении этих условий возможно регулирование работы установки. Так, при уменьшении дебита нижнего пласта и при первоначально установленной мощности подачи нефти за счет установленной скорости вращения электродвигателя/вала 6 погружной электродвигатель 5 может оказаться в условиях недостаточного количества жидкости, омывающей и охлаждающей его, он окажется в критическом режиме работы, что приведет к его перегоранию и/или к срыву подачи нефти. Датчики телеметрической системы отследят такое изменение условий работы, и, чтобы исключить последствия критического режима работы, автоматически или вручную система управления телеметрической системы подаст сигнал к соответствующим сервоприводам для увеличения проходного сечения регулятора расхода нефти во входном блоке соответствующего насоса, что приведет к нормализации условий работы насоса. Можно также изменить скорость вращения двигателя для изменения объема подачи нефти из пластов.

1. Установка для одновременно-раздельной добычи углеводородов, включающая пакер, два насоса для каждого из продуктивных пластов, установленных на колонне НКТ, пакер установлен между нижним и верхним насосами, электрический кабель, отличающаяся тем, что оба насоса выполнены центробежными и связаны с одним погружным электродвигателем, электродвигатель установлен на валу, общем для обоих насосов, вал проходит сквозь пакер, электродвигатель соосно связан с центробежными насосами через вал, входной модуль верхнего насоса расположен выше пакера, насосы снабжены блоками геофизических датчиков телеметрической системы и расходомерами, связанными линией передачи данных с приемным блоком телеметрической системы, входные модули насосов снабжены регуляторами расхода нефти, выполненными с регулируемым проходным сечением, установленными соосно с осью вращения вала и связанными с сервоприводами.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что в пакере установлены дополнительные подшипниковые опоры.

3. Установка по п.1, отличающаяся тем, что блок геофизических датчиков установлен у входного модуля насоса.

4. Установка по п.1, отличающаяся тем, что расходомер установлен в полости выходного модуля насоса.

5. Установка по п.1, отличающаяся тем, что выходной модуль нижнего насоса расположен выше пакера и снабжен выходными каналами.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки малоразбуренных, недоразведанных залежей. .

Изобретение относится к бурению скважин и предназначено для их геофизического исследования, а именно для измерения азимутального угла скважины непосредственно в процессе бурения.

Изобретение относится к устройству и способу рассеивания тепла в скважинном инструменте. .

Изобретение относится к способам исследования продуктивных пластов методом скважинного акустического каротажа, а именно к способам определения гидрогеологических свойств пород, окружающих скважину, таких как фазовая проницаемость пласта и вязкость пластового флюида.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

Изобретение относится к инструментам для разрыва пласта для применения в нефтяных и газовых скважинах, а именно к инструментам разрыва пласта, снабженным муфтой, которая может быть перемещена из первого рабочего положения во второе рабочее положение, так что инструмент может обеспечивать выполнение операций разрыва пласта в первом рабочем положении, после чего инструмент можно переместить во второе рабочее положение для добычи флюидов из скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения тяжелой нефти или битума. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений для увеличения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости и трещиноватых пластов и снижения обводненности добываемой продукции за счет селективного воздействия на трещиноватый коллектор.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи с применением газа на поздних стадиях разработки. .
Наверх