Устройство для одновременно-раздельной эксплуатации скважины с двумя пластами


 


Владельцы патента RU 2485292:

Николаев Олег Сергеевич (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам, и может быть использовано для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины. Обеспечивает упрощение монтажа технологического оборудования скважины и повышение эффективности эксплуатации скважины в режиме реального времени. Сущность изобретения: устройство содержит гидропоршневой насос, соединенный плунжером со штангой привода, размещенной в колонне насосно-компрессорных труб, соединенной с цилиндром гидропоршневого насоса посредством верхнего переводника, и центробежный погружной насос, соединенный с кабелем электропитания привода через узел герметизации кабеля, а также пакер, разобщающий верхний и нижний пласты скважины. Устройство содержит втулку, ограниченную с торцов верхним и нижним переводниками, образующую со стволом скважины межтрубное пространство, сообщающееся с верхним пластом скважины, и кольцевой канал с цилиндром гидропоршневого насоса для сообщения выхода центробежного погружного насоса с колонной насосно-компрессорных труб через отверстия в цилиндре гидропоршневого насоса. Цилиндр гидропоршневого насоса торцом сопряжен с гидравлической насадкой для сообщения межтрубного пространства с гидропоршневым насосом. Нижний переводник соединяет цилиндр гидропоршневого насоса с хвостовиком, герметично расположенным в пакере, за которым хвостовик соединен с выходом центробежного погружного насоса, с противоположной стороны которого пристыкован блок телеметрии для измерения параметров давления, температуры и жидкостного сопротивления нижнего пласта, соединенный кабелем связи передачи измеряемых параметров на устройство индикации, расположенное в устье скважины. Кабель связи и кабель электропитания центробежного погружного насоса герметично проведены через пакер, для чего в цилиндрической стенке пакера выполнен узел герметизации кабелей электропитания и связи блока телеметрии. Блок телеметрии расположен на уровне нижнего пласта скважины. Штанга привода гидропоршневого насоса может быть выполнена полой. Через эту штангу полость плунжера сообщена с устьем скважины. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам, и может быть использовано для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины.

Известна насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов скважины, содержащая колонну лифтовых труб, кабель, пакер, хвостовик и два насоса, верхний из которых выполнен штанговым, а нижний - электропогружным с электродвигателем, кабелем и кожухом. Установка снабжена узлом герметизации кабеля, который размещен во входном модуле электропогружного насоса. Установка имеет канал с обратным клапаном для соединения выхода электропогружного насоса с колонной лифтовых труб и канал для приема и перекачки жидкости штанговым насосом из верхнего пласта через межтрубное пространство в колонну лифтовых труб. Кожух выполнен охватывающим только электродвигатель электропогружного насоса и сообщен с подпакерным пространством через хвостовик. При недопустимости смешения жидкости верхнего и нижнего пластов штанга верхнего насоса выполнена полой с возможностью приема и перекачки жидкости штанговым насосом из верхнего пласта через межтрубное пространство, канал с обратным клапаном и штангу, а электропогружным насосом - через хвостовик, кожух, переводник и колонну лифтовых труб. (Патент RU №2339798 C2. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине (варианты). - МПК E21B 43/14. - Опубл. 27.11.2008). Данная насосная установка принята за прототип.

Недостатком известной насосной установки, принятой за прототип, является сложность проведения монтажа насосной установки в стволе скважины из-за совмещения и закрепления хвостовика в пакере, установленном в стволе скважины.

Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является повышение эффективности эксплуатации скважины путем определения оптимального режима ее работы и сокращение времени на монтаж технологического оборудования скважины за счет обеспечения возможности монтажа насосов совместно с пакером.

Техническим результатом является упрощение монтажа технологического оборудования скважины и повышение эффективности эксплуатации скважины при надежном и оптимальном регулировании ее работы в режиме реального времени.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном устройстве для одновременно-раздельной эксплуатации скважины с двумя пластами, содержащем пакер, два насоса, верхний из которых выполнен гидропоршневым, соединенный плунжером со штангой привода, размещенной в колонне насосно-компрессорных труб, последняя, в свою очередь, сопряжена с цилиндром гидропоршневого насоса, а нижний насос - центробежным погружным, который герметично соединен с кабелем электропитания привода, втулку, образующую со стволом скважины межтрубное пространство, сообщающееся с верхним пластом скважины, а с цилиндром гидропоршневого насоса - кольцевой канал сообщения выхода центробежного погружного насоса с колонной насосно-компрессорных труб через отверстия, выполненные в стенке цилиндра, гидравлический насадок для сообщения межтрубного пространства с гидропоршневым насосом и хвостовик, герметично расположенный в пакере, согласно предложенному техническому решению,

цилиндр гидропоршневого насоса соединен с колонной насосно-компрессорных труб посредством верхнего переводника, ограничивающего верхний торец втулки, а хвостовик верхним торцом присоединен к втулке посредством нижнего переводника, ограничивающего нижний торец втулки, нижним торцом хвостовик соединен с выходом центробежного погружного насоса, к приводу которого пристыкован блок телеметрии для измерения параметров давления, температуры и жидкостного сопротивления нижнего пласта, соединенный кабелем связи с устройством индикации измеряемых параметров, размещенным над скважиной, при этом кабель связи блока телеметрии и кабель электропитания центробежного погружного насоса герметично проведены через пакер, для чего в цилиндрической стенке пакера выполнен узел герметизации кабелей электропитания и связи;

блок телеметрии расположен на уровне нижнего пласта скважины.

Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественных всем признакам заявленного устройства для одновременно-раздельной эксплуатации скважины с двумя пластами, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».

Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень».

На приведенной фигуре показана компоновка устройства для одновременно-раздельной эксплуатации скважины с двумя пластами.

Устройство для одновременно-раздельной эксплуатации скважины с двумя пластами содержит гидропоршневой насос 1, соединенный плунжером 2 со штангой 3 привода, размещенной в колонне насосно-компрессорных труб 4, центробежный погружной насос 5, с приводом 6, соединенным с кабелем 7 электропитания через узел герметизации 8, пакер 9, разобщающий верхний I и нижний II пласты скважины, и втулку 10, ограниченную верхним переводником 11 и нижним переводником 12, образующую со стволом 13 скважины межтрубное пространство 14, сообщающееся с верхним пластом I скважины, и с цилиндром 15 гидропоршневого насоса 1 - кольцевой канал 16 для сообщения выхода центробежного погружного насоса 5 с колонной насосно-компрессорных труб 4 через отверстия 17 в цилиндре 15 гидропоршневого насоса 1. Плунжер 2 выполнен с нагнетательным клапаном 18. Верхний переводник 11 соединяет цилиндр 15 гидропоршневого насоса 1 с колонной насосно-компрессорных труб 4. Цилиндр 15 гидропоршневого насоса 1 торцом сопряжен с гидравлической насадкой 19 с обратным клапаном 20 для сообщения межтрубного пространства 14 с гидропоршневым насосом 1. Нижний переводник 12 соединяет цилиндр 15 гидропоршневого насоса 1 с хвостовиком 21, герметично расположенным в пакере 9, за которым хвостовик 21 соединен с выходом центробежного погружного насоса 5, с противоположной стороны которого пристыкован блок телеметрии 22 для измерения параметров давления P, температуры T и жидкостного сопротивления R нижнего пласта II, соединенный кабелем связи 23 для передачи измеряемых параметров на устройство индикации, расположенное в устье скважины (условно не показано). Кабель связи 23 и кабель 7 электропитания привода 6 центробежного погружного насоса 5 проведены через узел герметизации 24, выполненный на цилиндрической стенке пакера 9. Блок телеметрии 22 расположен на уровне нижнего пласта II скважины. Если жидкости пластов I и II не допускают смешения, штангу 3 привода гидропоршневого насоса 1 выполняют полой, через которую полость плунжера 2 гидропоршневого насоса 1 сообщается с устьем скважины отдельно от колонны насосно-компрессорных труб 4.

Устройство для одновременно-раздельной эксплуатации скважины с двумя пластами работает следующим образом.

Сначала соединяют выход центробежного погружного насоса 5 с хвостовиком 21. К приводу 6 центробежного погружного насоса 5 пристыковывают блок телеметрии 22. К приводу 6 посредством узла герметизации 8 присоединяют кабель 7 электропитания центробежного погружного насоса 5, а к блоку телеметрии 22 также герметично присоединяют кабель 23 связи блока телеметрии 22 с устройством индикации, расположенным в устье скважины. На хвостовик 21 насаживают пакер 9 и закрепляют на хвостовике 21. Посредством узла герметизации 24 на пакере 9 закрепляют кабели 7 и 23. Над устьем скважины хвостовик 21 соединяют с колонной насосно-компрессорных труб 4 и центробежный погружной насос 5 с приводом 6 и пристыкованным к нему блоком телеметрии 22, с кабелями электропитания 7 и связи 20 опускают в ствол 13 скважины на глубину, соответствующую уровню расположения нижнего пласта II скважины и хвостовик 21 вместе с пакером 9 закрепляют в стволе 13 скважины возвратно-поступательным импульсным движением хвостовика 21. Затем колонну насосно-компрессорных труб 4 отсоединяют от хвостовика 21 и удаляют из скважины.

После этого собирают втулку 10 с гидропоршневым насосом 1. Цилиндр 15 размещают во втулке 10 и закрепляют в ней посредством верхнего переводника 11 таким образом, чтобы гидравлическая насадка 19 на нижнем торце цилиндра 15 каналом совместилась с окном во втулке 10. Затем над устьем скважины гидропоршневой насос 1 плунжером 2 присоединяют к штанге 3, последнюю размещают в колонне насосно-компрессорных труб 4, которую соединяют с верхним переводником 11. С помощью колонны насосно-компрессорных труб 4 втулку 10 с гидропоршневым насосом 1 опускают вдоль кабелей 7 и 23 в ствол 13 скважины до упора нижним переводником 12 в хвостовик 21, на котором закрепляют втулку 10 с гидропоршневым насосом 1 посредством нижнего переводника 12. Таким образом устанавливается устройство для одновременно-раздельной эксплуатации скважины.

Эксплуатация скважины осуществляется как одновременно-раздельно, так и поочередно. Жидкость из верхнего пласта I поступает через межтрубное пространство 14, гидравлическую насадку 19 и обратный клапан 20 на вход гидропоршневого насоса 1, плунжером 2 которого посредством нагнетательного клапана 18 и возвратно-поступательного перемещения штанги 3 жидкость перемещается в полость колонны насосно-компрессорных труб 4. Из нижнего пласта II жидкость поступает в центробежный погружной насос 5 с приводом 6 от электроэнергии, подаваемой по кабелю 7 от внешнего источника энергии над устьем скважины. Из центробежного погружного насоса 5 жидкость перемещается по хвостовику 21, минуя пакер 9, в кольцевой канал 16, из которого через отверстие 17 в цилиндре 15 гидропоршневого насоса 1 поступает в полость колонны насосно-компрессорных труб 4, в которой, при одновременной эксплуатации пластов I и II скважины, жидкости смешиваются между собой. При регламентированной эксплуатации пластов I и II скважины, жидкости поступают в полость колонны насосно-компрессорных труб 4 поочередно в соответствии с принятым регламентом эксплуатации пластов I и II скважины с гидропоршневым насосом 1 или центробежным погружным насосом 5. Блок телеметрии 22 контролирует параметры давления P, температуры T и жидкостного сопротивления R нижнего пласта II, и данные измерений передаются по кабелю связи 23 на устройство индикации, расположенное в устье скважины. Если при одновременно-раздельной эксплуатации скважины жидкости пластов I и II не допускают смешения, то штангу 3 привода гидропоршневого насоса 1 выполняют полой, по которой жидкость поступает в устье скважины из пласта I через межтрубное пространство 14, гидравлическую насадку 19 с обратным клапаном 20, цилиндр 15 и плунжер 2 гидропоршневого насоса 1 с нагнетательным клапаном 18, а жидкость из пласта II скважины поступает в устье по колонне насосно-компрессорных труб 4 посредством центробежного погружного насоса 5 через хвостовик 21, минуя пакер 9, кольцевой канал 16 и отверстие 17 в цилиндре 15 гидропоршневого насоса 1.

Использование заявленного устройства для одновременно-раздельной эксплуатации скважины из двух пластов позволит значительно упростить монтаж технологического оборудования скважины и повысить эффективность эксплуатации скважины при надежном и оптимальном регулировании ее работы в режиме реального времени.

1. Устройство для одновременно-раздельной эксплуатации скважины с двумя пластами, содержащее пакер, два насоса, верхний из которых выполнен гидропоршневым, соединенный плунжером со штангой привода, размещенной в колонне насосно-компрессорных труб, последняя, в свою очередь, сопряжена с цилиндром гидропоршневого насоса, а нижний насос - центробежным погружным, который герметично соединен с кабелем электропитания привода, втулку, образующую со стволом скважины межтрубное пространство, сообщающееся с верхним пластом скважины, а с цилиндром гидропоршневого насоса - кольцевой канал сообщения выхода центробежного погружного насоса с колонной насосно-компрессорных труб через отверстия, выполненные в стенке цилиндра, гидравлический насадок для сообщения межтрубного пространства с гидропоршневым насосом и хвостовик, герметично расположенный в пакере, отличающееся тем, что цилиндр гидропоршневого насоса соединен с колонной насосно-компрессорных труб посредством верхнего переводника, ограничивающего верхний торец втулки, а хвостовик верхним торцом присоединен к втулке посредством нижнего переводника, ограничивающего нижний торец втулки, нижним торцом хвостовик соединен с выходом центробежного погружного насоса, к приводу которого пристыкован блок телеметрии для измерения параметров давления, температуры и жидкостного сопротивления нижнего пласта, соединенный кабелем связи с устройством индикации измеряемых параметров, размещенным над скважиной, при этом кабель связи блока телеметрии и кабель электропитания центробежного погружного насоса герметично проведены через пакер, для чего в цилиндрической стенке пакера выполнен узел герметизации кабелей электропитания и связи.

2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что блок телеметрии расположен на уровне нижнего пласта скважины.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способу разработки продуктивного пласта с низкопроницаемым участком. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости, в том числе с помощью боковых и боковых горизонтальных стволов из эксплуатационных колонн.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при освоении скважины, вскрывшей два продуктивных пласта. .

Изобретение относится к одновременно-раздельной эксплуатации продуктивных пластов скважины. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины с оборудованием для одновременно-раздельной закачки рабочего агента.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к механизированным способам добычи нефти. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при одновременно-раздельной закачке рабочего агента в продуктивные пласты. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины в системе поддержания пластового давления при внутрискважинной перекачке пластовой воды

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости, в том числе с помощью боковых и боковых горизонтальных стволов из эксплуатационных колонн

Изобретение относится к одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательных скважин, эксплуатирующих низкоприемистые пласты или ухудшивших свои эксплуатационные показатели вследствие загрязнения прискважинной зоны

Изобретение относится к технике и технологии добычи углеводородов и может быть использовано для добывающих насосных скважин для одновременно-раздельного исследования и эксплуатации нескольких пластов одной скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам, и может быть использовано для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации двух пластов одной скважиной

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи жидких или газообразных углеводородов и проведения работ в скважине без извлечения насосного оборудования

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи

Изобретение относится к скважинным насосным установкам для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух или нескольких пластов, объединенных в два. Установка состоит из электроцентробежного насоса, закрепленного на планшайбе, расположенной на фланце эксплуатационной колонны, нижнего и верхнего пакеров, установленных над нижним и верхним пластами, двух стволов в верхнем пакере, расположенных один в другом с образованием двух независимых каналов, и клапанного блока над верхним пакером, снабженного управляющим элементом. Клапанный блок содержит два регулирующих диска на штоке, камеру смешения между ними и механизм вращения дисков, включающий пружины, золотник и шток. На регулирующих дисках выполнены дроссельные отверстия разного диаметра, размещенные по окружности. Управляющий элемент выполнен в виде гидравлической трубки, сообщающей клапанный блок с головкой на выкиде насоса. Технический результат заключается в повышении эффективности работы установки за счет оптимизации режимов отбора жидкости и использования одного управляющего элемента. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу строительства и эксплуатации многоствольных скважин. Включает бурение основного ствола и дополнительных боковых стволов, вскрывающих другие пласты или разные участки одного и того же пласта. Перед строительством определяют забойные давления при эксплуатации вскрываемых пластов или участков одного пласта. Вход в каждый боковой ствол из основного располагают выше динамических уровней жидкости, соответствующих этим давлениям. После вскрытия и оборудования боковых стволов на устье скважины возможно создание повышенного давления для регулирования динамических уровней жидкости стволов. Позволяет одновременно-раздельно эксплуатировать пласты со своими забойными давлениями, не смешивая их продукций и осуществляя их раздельный подъем, без дополнительного оборудования. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к оборудованию для эксплуатации нагнетательных скважин, вскрывших два пласта. Обеспечивает возможность с помощью одного устройства осуществить регулируемую закачку жидкости по пластам, произвести замеры расходов. Сущность изобретения: в скважину на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ спускают компоновку, включающую нижний пакер, разъединитель, устройство распределения закачки - УРЗ, верхний пакер, разъединитель. Нижнюю часть компоновки оснащают воронкой или хвостовиком, а верхнюю часть компоновки - удлинителем. Над нижним и верхним пакером устанавливают переводник-центратор. Устанавливают и спрессовывают пакеры. Спускают глубинный расходомер с пробкой выше посадочного места последней. Подают жидкость в НКТ, определяют общий расход жидкости. Опускают пробку в посадочное место, подают жидкость в НКТ, определяют расход жидкости, закачиваемой в нижний пласт. Вычитают его из общего расхода и находят расход жидкости, закачиваемой в верхний пласт. Сопоставляют фактические расходы жидкости для пластов с заданными значениями. При их отличии поднимают извлекаемую часть УРЗ на поверхность. Устанавливают верхний и нижний штуцеры в посадочные места. Опускают извлекаемую часть УРЗ в НКТ до ее посадки в корпусную часть УРЗ. Осуществляют регулируемую закачку по пластам. Для изолирования одного из пластов вместо штуцера устанавливают заглушку. По окончании работ производят подъем установки. УРЗ включает в себя корпусную часть, состоящую из ниппеля с несколькими сквозными каналами, корпуса и втулки-переводника, извлекаемую часть, состоящую из верхней и нижней втулок и диффузора. В верхней втулке и диффузоре выполнены посадочные места под верхний и нижний штуцеры или заглушки. В верхней втулке имеется посадочное место для пробки. В нижней втулке выполнены верхний и нижний центральные каналы, расходящиеся и сходящиеся каналы. 2 н.з. и 7 з.п. ф-лы, 3 ил.
Наверх