Штанговая насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов



Штанговая насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов
Штанговая насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов
Штанговая насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов
Штанговая насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов

 


Владельцы патента RU 2574655:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к скважинным штанговым насосным установкам. Установка включает колонну лифтовых труб, пакер, хвостовик и штанговый насос с боковым отверстием в цилиндре, делящим этот цилиндр на две части, пропорциональные производительностям соответствующих пластов, размещенным в кожухе над двухканальным корпусом, в одном из каналов которого размещен дополнительный всасывающий клапан с выходом в зазор между кожухом и цилиндром, а второй канал сообщен с входом штангового насоса, входы первого и второго каналов сообщены с надпакерным пространством скважины и хвостовиком или наоборот. Согласно изобретению штанговый насос выполнен вставным с удлиненным нижним манжетным креплением и якорным башмаком, сообщенным с выходом двухканального переходника. Зазор между цилиндром и кожухом над боковым отверстием цилиндра герметизирован уплотнительной катушкой с манжетами и запорным элементом, которая верхним концом соединена с подгоночным патрубком, оборудованном на стыке с колонной лифтовых труб перевернутым якорным башмаком механического крепления вставного насоса, а верхняя часть цилиндра снабжена перевернутым замком соответствующего верхнего механического крепления. Причем верхняя поверхность уплотнительного кольца якорного башмака располагается ниже торца пружины перевернутого замка на расстоянии, равном от бокового отверстия цилиндра до середины запорного элемента уплотнительной катушки. Технический результат заключается в сокращении объема производимых работ на скважине при определении дебита и обводненности каждого эксплуатируемого пласта. 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным штанговым насосным установкам.

Известна установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине (патент РФ №2221136, БИ №1 за 2004 г., аналог), содержащая колонну лифтовых труб пакер, хвостовик и штанговый насос с основным и дополнительным боковым всасывающими клапанами.

Недостатком установки является сложности проводимых работ на скважине при определении дебита и обводненности каждого объекта эксплуатации, поскольку продукция обоих пластов смешивается и на поверхность поднимается единым лифтом. Кроме этого, большой поперечный габарит насоса, из-за размещенного сбоку от цилиндра дополнительного всасывающего клапана, ограничивает возможность спуска в скважины с уменьшенным диаметром эксплуатационной колонны (ЭК).

Наиболее близкой по технической сущности к предлагаемой является установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине (патент №2377395, Бюл. №36, 27.12.2009 г., прототип). Установка включает колонну лифтовых труб, пакер, хвостовик, штанговый насос с боковым отверстием в цилиндре, размещенным в кожухе, двухканальный корпус, в один из каналов которого размещен дополнительный всасывающий клапан, а второй канал сообщен с входом штангового насоса.

Общим недостатком известных установок является сложность и трудоемкость проводимых работ на скважине по определению дебита и обводненности каждого объекта эксплуатации. Для обеспечения отбора жидкости только из нижнего объекта производится закрытие бокового отверстия цилиндра насоса плунжером (временное исключение отбора жидкости из верхнего объекта). При этом на устье скважины устанавливают необходимую длину хода СК, и при помощи полированного штока осуществляют переподгонку плунжера в цилиндре насоса таким образом, чтобы нижний торец плунжера перемещался только в пределах от нижней мертвой точки (НМТ) до бокового отверстия цилиндра. В случае нехватки длины полированного штока на устье скважины добавляют полуштанги. Эти работы проводятся в отдельных случаях (при большом расстоянии бокового отверстия от всасывающего клапана) с привлечением бригады подземного ремонта скважины (ПРС). Кроме этого, при использовании на скважине цепного привода (ПЦ), вовсе отсутствует возможность определения индивидуальных дебитов и обводненности каждого объекта путем исключения отбора жидкости одного из объектов, поскольку длина хода ПЦ неизменна, т.е. не регулируется.

Технической задачей, решаемой предлагаемой установкой, является упрощение и сокращение производимых работ на скважине при определении дебита и обводненности каждого эксплуатируемого пласта и обеспечение возможности определения этих же параметров работы скважины, оборудованной цепным приводом.

Указанная задача решается тем, что в штанговой насосной установке для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, включающей колонну лифтовых труб, пакер, хвостовик и штанговый насос с боковым отверстием в цилиндре, делящим этот цилиндр на две части, пропорциональные производительностям соответствующих пластов, размещенным в кожухе над двухканальным корпусом, в одном из каналов которого размещен дополнительный всасывающий клапан с выходом в зазор между кожухом и цилиндром, а второй канал сообщен с входом штангового насоса, входы первого и второго каналов сообщены с надпакерным пространством скважины и хвостовиком или, наоборот, согласно изобретению штанговый насос выполнен вставным с удлиненным нижним манжетным креплением и якорным башмаком, сообщенным с выходом двухканального переходника, зазор между цилиндром и кожухом над боковым отверстием цилиндра герметизирован уплотнительной катушкой с манжетами и запорным элементом, которая верхним концом соединена с подгоночным патрубком, оборудованном на стыке с колонной лифтовых труб перевернутым якорным башмаком механического крепления вставного насоса, а верхняя часть цилиндра снабжена перевернутым замком соответствующего верхнего механического крепления. Причем верхняя поверхность уплотнительного кольца якорного башмака располагается ниже торца пружины перевернутого замка на расстоянии равном от бокового отверстия цилиндра до середины запорного элемента уплотнительной катушки. При этом цилиндр насоса с наружной стороны выше и ниже бокового отверстия в пределах расположения уплотнительной катушки имеет отшлифованную поверхность.

На фиг. 1 изображена схема расположения нижней ча сти установки при совместной эксплуатации двух пластов, на фиг. 2 - схема верхней части штангового насоса установки.

На фиг. 3 показана схема штангового насоса при исследовании одного из пластов, на фиг. 4 - схема двухканального переходника штангового насоса при забойном давлении нижнего пласта, превышающем забойное давление верхнего.

Установка содержит (см. фиг. 1) колонну лифтовых труб 1, пакер 2, который хвостовиком 3 соединен со вставным штанговым насосом 4 с нижним удлиненным манжетным креплением 5 и якорным башмаком 6. Насос 4 содержит плунжер 7 со штоком 8, соединенным с колонной штанг (не показан) и цилиндр 9 с отверстием 10 и основным всасывающим клапаном 11. На цилиндр 9 надет кожух 12 с зазором 13 для протекания жидкости к отверстию 10. К нижнему концу кожуха 12 присоединен двухканальный переходник 14 с каналом 15, соединенным с основным всасывающим клапаном 11 с помощью эксцентричного переходника 16 с патрубком (не обозначен) и удлиненного манжетного крепления 5, и с каналом 17, соединенным с входом дополнительного всасывающего клапана 18, выход которого сообщается зазором 13. В зависимости от условий эксплуатации установки двухканальный переходник 14 выполняется в двух вариантах (см. фиг. 4), т.е. входами один из каналов 15 или 19 сообщен с межтрубном пространством 21, а другой 15 или 17 - хвостовиком 3. При этом в обоих вариантах вход хвостовика 3 сообщен с пространством 20 под пакером 2, разобщающий нижний пласт 21 от верхнего 22, последний который сообщен с межтрубным пространством 20. К верхнему концу кожуха 12 над отверстием 10 присоединена уплотнительная катушка 23 с манжетами 24 и запорным элементом 25 в виде кольца из фторопласта. Цилиндр 9 насоса с наружной стороны выше и ниже бокового отверстия 10 в пределах расположения уплотнительной катушки 23 имеет отшлифованную поверхность. Уплотнительная катушка 25 сверху подсоединена с подгоночным патрубком 26, оборудованным на стыке с лифтовых труб 1 перевернутым якорным башмаком 27 с уплотнительным кольцом 28 механического крепления вставного насоса по API. При этом верхняя часть цилиндра 8 соответственно оборудована перевернутым замком 29 верхнего механического крепления по API с пружиной 30 и анкерным цилиндром 31.

Перед спуском установки в скважину предварительно в механическом цехе выполняют монтаж насоса снизу верх таким образом, что выборочное расстояние (~20 см) от отверстия 10 цилиндра 9 до середины запорного элемента 25 совпадало с расстоянием от нижнего торца пружины 30 замка 29 до верхней поверхности уплотнительного кольца 30 якорного башмака 29. Совпадение этих расстояний осуществляется путем подбора длины подгоночного патрубка 26. Верхний конец штока 8 исполнен под захват автосцепа (не показан) для стыковки колонны штанг со штоком 8 плунжера 7, который спускают в скважину в последнюю очередь.

Установка работает следующим образом.

При ходе плунжера 7 (см. фиг. 1) вверх под ним создается разрежение, и продукция нижнего пласта 21 через подпакерное пространство 20, хвостовик 3, канал 15 двухканального переходника 14 и основного всасывающего клапана 11 поступает в цилиндр 9 насоса 4. После прохождения нижним торцом плунжера 7 отверстия 10 в цилиндр 9 поступает через межтрубное пространство 19, канал 17, с дополнительным всасывающим клапаном 18, зазор 13 под кожухом 12 и отверстие 10, продукция верхнего пласта 22. При этом основной всасывающий клапан 11 закрывается, т.к. забойное давление на уровне насоса 4 у верхнего пласта 22 больше, чем у нижнего пласта 21. К тому же из-за гидростатического столба жидкости на высоте хвостовика 3 давление на приеме насоса, т.е. в цилиндре, меньше, чем забойное давление нижнего пласта 21. Поэтому в оставшуюся часть хода плунжера 7 поступает продукция только верхнего пласта 22. При ходе вниз жидкость в цилиндре 9 насоса 4 перетекает через плунжер 7, и при следующем ходе все повторяется вновь, а продукция пластов 21 и 22 перекачивается вверх по колонне лифтовых труб 1.

В случае если, наоборот, забойное давление нижнего пласта 21 выше, чем у верхнего 22, при спуске штангового насоса 4 применяется другой конструкции двухканальный переходник 14 (см. фиг. 4). Тогда установка работает также, только сначала в цилиндр 9 поступает продукция верхнего пласта 22, а затем после прохождения торцом плунжера 7 отверстия 10, продукция нижнего пласта 21.

Для определения дебита и обводненности каждого эксплуатируемого пласта в отдельности осуществляют отбор жидкости только из одного пласта следующим образом.

На устье скважины полированный шток (не показан) колонны штанг поднимают до упора верхнего торца плунжера 7 на анкерный цилиндр 31 замка 29, что приводит к повышению веса подвески колонны штанг. Дальнейший подъем подвески колонны штанг приводит к перемещению вверх штангового насоса 4 с оправкой манжетного крепления 18 относительно кожуха 12 и удлиненного цилиндра якорного башмака на ~20 см с повышением веса подвески. При этом происходит прикрытие бокового отверстия 10 цилиндра 9 запорным элементом 25 уплотнительной катушки 23, т.е. отсекается поступление жидкости одним из пластов 21 и 22 в зависимости от режима их эксплуатации с применением разновидности двухканального переходника 14. При повышении веса подвески колонны штанг еще на 500 кг над весом для перемещения подвески, подъем нужно остановить, это означает, что посадочный узел замка 29 упирается в уплотнительное кольцо 28, и пружину 30, фиксированную в якорном башмаке 27, а манжетное крепление 5 остается в пределах удлиненного цилиндра якорного башмака 6 (см. фиг. 3). Для предотвращения смещения цилиндра 9 насоса 4 в кожухе 12 при ходе плунжера 7 вниз предварительно путем изменения угла проточки торца пружины 30 в зависимости от диаметра плунжера насоса 4, подбирают усилие сжатия пружины 30, превышающее усилие срыва от уплотнительного кольца 28.

Для восстановления рабочего положения плунжера 7 в цилиндре 9, полированный шток спускают и закрепляют в штанговращателе (не показан) на 20 см выше от первоначального положения. Для сохранения первоначального рабочего режима откачки жидкости насосом 4 из замеряемого пласта, уменьшают число качаний привода для достижения линейной скорости откачки жидкости эквивалентно линейной скорости откачки жидкости при совместной работе пластов, т.е. N1*L=N2*L,

где N1 и N2 - соответственно число качание привода до исследования и при исследовании скважины, L - длина хода полированного штока привода.

По известному значению дебита и обводненности исследуемого пласта определяются эти же параметры другого пласта путем вычета от общего совместного замера продукции скважины.

После исследования скважины, т.е. определения дебита и обводненности продукции замеряемого пласта, осуществляют перепосадку штангового насоса 4 в кожухе 12. Для этого на устье скважины освобождают полированный шток от штанговращателя, и медленно спускают штанговую подвеску до полного разгрузки ее веса. За счет полного веса колонны штанг пружина 30 замка 29 срывается из уплотнительного кольца 28. На устье скважины восстанавливают первоначальное положение полированного штока в штанговращателе и запускают скважину для совместной эксплуатации пластов 21 и 22.

Установка позволяет при одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов штанговым насосом существенно сократить объем производимых работ на скважине при определении дебита и обводненности каждого эксплуатируемого пласта, и расширяет возможности определение этих же параметров работы скважины при оборудовании ее длинноходовым цепным приводом (ПЦ).

Штанговая насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, включающая колонну лифтовых труб, пакер, хвостовик и штанговый насос с боковым отверстием в цилиндре, делящим этот цилиндр на две части, пропорциональные производительностям соответствующих пластов, размещенным в кожухе над двухканальным переходником, в одном из каналов которого размещен дополнительный всасывающий клапан с выходом в зазор между кожухом и цилиндром, а второй канал сообщен с входом штангового насоса, входы первого и второго каналов сообщены с надпакерным пространством скважины и хвостовиком или наоборот, отличающаяся тем, что штанговый насос выполнен вставным с удлиненным нижним манжетным креплением и якорным башмаком, сообщенным с выходом двухканального переходника, зазор между цилиндром и кожухом над боковым отверстием цилиндра герметизирован уплотнительной катушкой с манжетами и запорным элементом, которая верхним концом соединена с подгоночным патрубком, оборудованном на стыке с колонной лифтовых труб перевернутым якорным башмаком механического крепления вставного насоса, а верхняя часть цилиндра снабжена перевернутым замком соответствующего верхнего механического крепления, причем верхняя поверхность уплотнительного кольца якорного башмака располагается ниже торца пружины перевернутого замка на расстоянии, равном от бокового отверстия цилиндра до середины запорного элемента уплотнительной катушки, при этом цилиндр насоса с наружной стороны выше и ниже бокового отверстия в пределах расположения уплотнительной катушки имеет отшлифованную поверхность.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к техническим средствам для подъема жидкости из скважин. Привод содержит двигатель, редуктор, механизм преобразования вращательного движения в возвратно-поступательное, включающий ведущий и ведомый шкивы.

Изобретение относится к области механизированной добычи нефти, позволяет осуществлять добычу из фонда скважин, осложненных вязкостью и механическими примесями. Насосная установка содержит колонны насосных труб и штанг, замковую опору, цилиндр с установленными одна над другой ступенями разного диаметра.

Изобретение относится к устройству для стопорения трансмиссии погружного глубинного насоса для скважин от нежелательного вращения. Раскрыт стопор обратного вращения для погружного насоса для скважин, причем стопор обратного вращения расположен в приводной головке.

Изобретение относится к области добычи нефти с помощью скважинных нефтяных насосов. В гидравлической системе, приводящей в движение нефтяной скважинный насос, содержится двунаправленный поршневой насос переменного объема, участок обнаружения выпускной скорости, участок обнаружения выпускного давления и пропорциональный соленоидный управляющий клапан.

Изобретение относится к средствам для подъема жидкости из скважин и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности для добычи нефти. Привод содержит двигатель, редуктор, механизм, преобразующий вращательное движение в возвратно-поступательное, включающий ведущий и ведомый шкивы, охваченные непрерывным гибким звеном, связанным с кареткой, соединенной с противовесом.

Изобретение относится к средствам для подъема жидкости из скважин и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Привод содержит двигатель, редуктор, механизм, преобразующий вращательное движение в возвратно-поступательное.

Изобретение относится к средствам для подъема жидкости из скважин и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Привод содержит двигатель, редуктор, механизм, преобразующий вращательное движение в возвратно-поступательное.

Изобретение относится к скважинным насосным установкам со штанговыми приводами для подъема жидкости из скважин, особенно из сильно искривленных, с высоковязкими нефтями, с большим содержанием твердых частиц и с большим газовым фактором.

Изобретение относится к области эксплуатации станков-качалок, расположенных на небольших расстояниях. Между приводным двигателем и станками-качалками установлены центральная муфта включения, многоступенчатый центральный редуктор, угловые зубчатые редукторы, боковые муфты включения и карданные передачи.

Изобретение относится к скважинным штанговым насосным установкам. Скважинная штанговая насосная установка состоит из неподвижной гибкой длинномерной трубы, внутри которой размещена подвижная гибкая длинномерная штанга, один конец которой соединен с силовым приводом на поверхности, а второй - с рабочим органом погружного плунжерного или винтового насоса.

Изобретение относится к устройствам для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине. Оборудование включает колонну внешних насосно-компрессорных труб с отверстиями и обратным клапаном, внутрь которых спущена коаксиально расположенная колонна внутренних насосно-компрессорных труб с закрепленным на ее наружной поверхности греющим кабелем и соединенная с разъемным устройством, а также устройство для герметичного разъединения пластов, которое выполнено в виде пакера с системой отсечения нефтяного пласта.

Изобретение относится к скважинным насосным установкам и может быть применено для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации двух пластов одной скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с естественной трещиноватостью, продуктивные коллекторы которых состоят из двух пропластков, совпадающих в структурном плане.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти, продуктивные коллекторы которых состоят из двух пропластков, совпадающих в структурном плане.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин. В скважинной установке с системой контроля и управления эксплуатацией месторождений, включающей по меньшей мере одну колонну (1) насосно-компрессорных труб (НКТ) с постоянным или переменным диаметром и открытым или заглушенным нижним концом, оснащенную, между пластами или выше и между пластами, одним или несколькими пакерами (3) и расположенными на уровне пластов скважины модулями (4), модуль (4) расположен между насосно-компрессорными трубами и соединен с ними при помощи переходников (7).

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, представленных многопластовыми неоднородными по проницаемости коллекторами и неколлекторами. Способ заключается в том, что производят строительство многозабойной нагнетательной скважинной системы в виде горизонтального ствола, пробуренного в устойчивых горных породах на заданном расстоянии до кровли нижележащих нефтематеринских горных пород, из которого забурен ряд нисходящих боковых стволов, и многозабойной добывающей скважинной системы в виде горизонтального ствола, пробуренного в устойчивых горных породах на заданном расстоянии до подошвы вышележащих неустойчивых, склонных к катастрофическим обвало- и желобообразованиям, нефтематеринских горных пород, из которого забурен ряд восходящих боковых стволов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Способ включает отбор продукции нижнего пласта через приемный патрубок, проходящий через пакер, разделяющий пласты, измерение общего дебита жидкости и ее обводненности на дневной поверхности, измерение давления на приеме и параметров работы насоса с помощью модуля телеметрической системы, установленного под погружным электродвигателем насоса, измерение давления на забое нижнего пласта с помощью глубинного манометра, соединенного кабелем с модулем телеметрической системы, перекрытие поступления продукции одного из пластов с помощью гидравлического пакера с передачей давления по трубке малого диаметра для проведения замеров параметров работы другого пласта, определение дебитов нефти и воды перекрываемого пласта путем вычитания из общих дебитов нефти и воды скважины дебитов работающего пласта.

Изобретение относится к добыче нефти при одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной. Установка включает основной и дополнительный приводы, пакер, установленный между верхним и нижним продуктивными пластами, основную, сообщенную с подпакерным пространством скважины, и дополнительную, сообщенную с надпакерным пространством скважины, колонны лифтовых труб со штанговыми насосами, закрепленными на устье скважины двухствольной арматурой, параллельный якорь, установленный на обеих колоннах лифтовых труб и выполненный с возможностью фиксации их относительно друг друга.

Изобретение относится к области разработки многопластовых нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение дебита добывающих скважин за счет эффективного гидроразрыва пласта.

Группа изобретений относится к эксплуатации скважин на нескольких горизонтах. Технический результат - снижение затрат на разработку запасов в нефтяной и газовой промышленности.

Группа изобретений относится к устройствам для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной. Установка включает колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 6, насосную установку 12 с хвостовиком 13, размещенную на указанной колонне, пакер 8 для разобщения залежей 1 и 2 друг от друга, гидравлические каналы, количество которых соответствует числу залежей, и каждая из которых соединена с соответствующим гидравлическим каналом, а все гидравлические каналы соединены с общим суммарным гидравлическим каналом, представляющим собой полость 11 колонны НКТ выше насосной установки 12, клапан-отсекатель 14, размещенный ниже насосной установки 12 и выполненный с возможностью открытия/перекрытия гидравлического канала нижней залежи к насосной установке. При этом установка содержит по первому варианту один пакер 8, размещенный между двумя залежами 1 и 2, нижний конец колонны НКТ размещен ниже пакера или в его гидравлическом канале, а насосная установка 12 размещена на указанной колонне НКТ выше пакера 8, но ниже верхней залежи 2. Причем между насосной установкой 12 и клапаном-отсекателем 14 установлен проходной обратный клапан 16, герметично сочлененный с одной стороны с хвостовиком 13, а с другой стороны - с клапаном-отсекателем 14 непосредственно или через, по меньшей мере, одну насосно-компрессорную трубу. При этом клапан 16 содержит корпус и снабжен двумя гидравлическими каналами 17 и 19, соединенными с насосной установкой, первый из которых также соединен с гидравлическим каналом клапана-отсекателя для нижней залежи 1, и второй, имеющий боковой выход в затрубье 3 и включающий седло и запорный элемент с пружиной возврата, предназначен для поступления в него из затрубья 3 пластовой жидкости из верхней залежи 2. Клапан-отсекатель 14 выполнен с возможностью открытия/перекрытия гидравлического канала нижней залежи к первому гидравлическому каналу проходного обратного клапана путем воздействия созданием перепада давления управляющим гидравлическим сигналом с устья скважины. По второму варианту количество пакеров 8 и 24 на один меньше числа залежей 1, 2, 3 и все установлены ниже верхней залежи 2 с разделением нижних залежей 1 и 23 друг от друга. Нижний конец колонны НКТ размещен ниже нижнего пакера 8, а насосная установка 12 размещена на указанной колонне НКТ выше верхнего пакера 24, но ниже верхней залежи 2. Причем между насосом 12 и клапаном-отсекателем 14 установлен проходной обратный клапан 16, герметично сочлененный с одной стороны с хвостовиком 13, а с другой стороны - с клапаном-отсекателем 14. При этом проходной обратный клапан 16 и клапан-отсекатель 14 такой же конструкции, как и по первому варианту. Технический результат заключается в исключении влияния жидкости из нижней залежи на технологические параметры работы верхней залежи при одновременном обеспечении надежной работы установки при наличии забойного давления верхней залежи выше, чем нижней залежи (приведенного к одному уровню). 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 4 ил.
Наверх