Установка для одновременно-раздельной эксплуатации нефтяной скважины и способ замера продукции пластов

Группа изобретений относится к нефтедобывающей отрасли промышленности и может быть применена для эксплуатации скважин на многопластовых залежах нефти. Установка включает верхний штанговый насос трубного исполнения с боковым всасывающим клапаном, отверстием и нагнетательным клапаном в цилиндре для отбора продукции верхнего пласта, нижний насос трубного исполнения с нагнетательным, всасывающим клапанами для отбора продукции нижнего пласта и приемным патрубком, проходящим через пакер, разделяющий пласты, полые штанги, соединенные с плунжером насоса. Согласно изобретению боковой приемный клапан и отверстие для входа продукции верхнего пласта расположены в верхней части насоса. Внутри нижнего торца колонны насосно-компрессорных труб расположено посадочное седло нагнетательного клапана, выполненного в виде скользящей втулки с утолщенной нижней частью, расположенной на полированной полой штанге с выходными отверстиями в верхней части и соединенной с колонной обычных штанг с помощью ступенчатой муфты. Над утолщенной частью скользящей втулки в ее нижнем положении установлен якорь в виде упругих пружин. Причем проходное сечение посадочного седла для скользящей втулки выполнено с диаметром, не меньшим диаметра плунжера насоса. Также раскрыт способ замера продукции пластов. Технический результат заключается в упрощении конструкции насосной установки, повышении надежности ее работы, а также обеспечении возможности раздельного замера продукции пластов. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к нефтедобывающей отрасли промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин на многопластовых залежах нефти.

Для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов требуется их разобщение и независимая откачка жидкостей глубинными насосами. Откачка продукции пластов может осуществляться либо по однолифтовой схеме подъема со смешением жидкостей в трубах, либо по двухлифтовой схеме без смешения жидкостей двух пластов. Применение однолифтовой схемы требует разработки метода раздельного замера добываемой продукции каждого пласта.

Известна насосная установка с полой колонной штанг, по которой откачивается нефть из одного пласта, а по пространству между насосно-компрессорными трубами и полыми штангами - из другого (патент RU №2221136 С1. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов. Заявл. 06.05.2002. Опубл. 10.01.2004). Нефть одного из пластов отбирается через дополнительный боковой клапан насоса и отверстие в цилиндре. Первая часть хода плунжера позволяет производить откачку продукции пласта с низким пластовым давлением. Далее, после прохождения плунжером отверстия в цилиндре производится откачка продукции пласта с большим пластовым давлением.

Установка обладает существенным недостатком, заключающимся в том, что в момент начала поступления жидкости пласта с большим давлением плунжер насоса имеет скорость, близкую к максимальной (в середине хода). Это создает условия срыва поступления жидкости в насос через боковое отверстие в цилиндре.

Известна скважинная штанговая насосная установка (патент RU №2321771 С1, Скважинная штанговая насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов. Заявл. 24.08.2006. Опубл. 10.04.2008), состоящая из двух насосов разного диаметра, всасывающего бокового клапана для верхнего насоса и нагнетательного клапана верхнего насоса, расположенного внутри плунжера меньшего диаметра.

Установка обладает недостатком, заключающимся в стесненном расположении нагнетательного клапана верхнего насоса и необходимости уменьшения его диаметра до предельно низких значений, при которых течение жидкости через него может прекратиться при повышении ее вязкости.

Известна скважинная штанговая установка для ОРЭ скважин, в которой нагнетательный узел верхнего насоса выполнен в виде цилиндра, меньшего в сравнении с плунжером диаметром, в нижний торец которого вворачивается соединительный патрубок, сочлененный с плунжером нижнего насоса, выше торца патрубка расположен поперечный цилиндрический канал, сообщающий нагнетательный клапан с боковым приемным клапаном насоса, а полость соединительного патрубка сообщена с надклапанной полостью верхнего плунжера с помощью пространства, образованного поперечным цилиндрическим каналом и цилиндрическим корпусом нагнетательного узла верхнего насоса (патент RU №2393366 C1. Скважинная штанговая насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов. Заявл. 04.05.2009. Опубл. 27.06.2010).

Установка обладает недостатком, состоящим в невозможности раздельного учета добываемой продукции каждого пласта из-за их смешения в колонне насосно-компрессорных труб.

Наиболее близкой к предлагаемому решению является штанговая установка для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов, в которой плунжер верхнего насоса герметично содержит внутри себя полый цилиндр, верхняя полость которого соединена с колонной полых штанг, а нижняя - с патрубком, внутри цилиндра по обе стороны плунжера расположены два сквозных горизонтальных канала, соединенных между собой вертикальным каналом цилиндра, внутри которого расположен нагнетательный клапан верхнего плунжера (патент RU №2430270 С1. Штанговая насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов. Заявл. 27.10.2009. Опубл. 10.05.2011. Бюл. №27).

Недостатком установки, выбранной в качестве прототипа, является горизонтальное расположение сквозных каналов внутри плунжера большего диаметра для прохождения продукции верхнего пласта, которое в значительной мере ограничивает диаметр вертикального канала с нагнетательным клапаном и не обеспечивает возможность его размещения.

Технической задачей предложенной установки и способа является упрощение конструкции насосной установки, повышение надежности ее работы, а также обеспечение возможности раздельного замера продукции пластов.

Решение поставленной задачи достигается тем, что в известном устройстве, включающем верхний штанговый насос трубного исполнения с боковым всасывающим клапаном, отверстием и нагнетательным клапаном в цилиндре для отбора продукции верхнего пласта, нижний насос трубного исполнения с нагнетательным, всасывающим клапанами для отбора продукции нижнего пласта и приемным патрубком, проходящим через пакер, разделяющий пласты, полые штанги, соединенные с плунжером насоса, согласно изобретению боковой приемный клапан и отверстие для входа продукции верхнего пласта расположены в верхней части насоса, внутри нижнего торца колонны насосно-компрессорных труб расположено посадочное седло нагнетательного клапана, выполненного в виде скользящей втулки с утолщенной нижней частью, расположенной на полированной полой штанге с выходными отверстиями в верхней части и соединенной с колонной обычных штанг с помощью ступенчатой муфты, а над утолщенной частью скользящей втулки в ее нижнем положении установлен якорь в виде упругих пружин, причем проходное сечение посадочного седла для скользящей втулки выполнено с диаметром, не меньшим диаметра плунжера насоса.

Решение технической задачи достигнуто в способе замера продукции пластов, включающем замер суммарной продукции верхнего и нижнего пластов на дневной поверхности и последующую остановку скважины, согласно изобретению после остановки скважины производят подъем колонны штанг на величину, достаточную для срыва скользящей втулки с якоря плунжером насоса, далее запускают установку в работу и замеряют продукцию нижнего пласта, после чего останавливают скважину, допускают колонну штанг вниз для входа утолщенной части скользящей втулки под пружины якоря и установку вновь запускают в работу.

На рис. 1 и 2 показаны схемы штанговой насосной установки. В скважину 1 на колонне насосно-компрессорных труб 2 спущен цилиндр 3 трубного (невставного) насоса со всасывающим клапаном 4, приемным патрубком 5 и пакером 6, разделяющим пласты 7 и 8. В цилиндр 3 насоса на колонне обычных штанг 9 спущен плунжер 10 с нагнетательным клапаном 11. Колонна штанг 9 соединена с плунжером 10 с помощью полированной полой штанги 12, а также верхней 13 и нижней 14 (рис. 2) переходных ступенчатых муфт. В верхней части полированной полой штанги выполнены отверстия 15. На полированной полой штанге 12 расположена скользящая втулка 16 с утолщенной нижней частью, опирающейся на посадочное седло 17 внутри нижнего торца колонны насосно-компрессорных труб 2. Посадочное седло 17 выполнено с внутренним диаметром, не меньшим диаметра плунжера 10. В ступенчатой муфте 18, соединяющей насосно-компрессорные трубы 2 с цилиндром 3 насоса выполнено отверстие 19, соединяющее полость насосно-компрессных труб 2 с полостью бокового всасывающего клапана 20, размещенного в корпусе 21 с посадочным седлом 22, закрепленным в корпусе держателем 23. Над утолщенной частью скользящей втулки 16 в колонне насосно-компрессорных труб 2 размещен якорь 24 в виде упругих пружин. Привод насоса осуществляется станком-качалкой 25.

Скользящая втулка 16 образует с полированным полым штоком 12 герметичную пару трения, предупреждающую утечки под воздействием давления столба жидкости в нижней части колонны насосно-компрессорных труб 2 при их относительном перемещении.

Для свободного прохода плунжера 10 насоса через посадочное седло 17 при спускоподъемных операциях диаметр проходного сечения седла 17 выполнен не меньше диаметра плунжера 10.

Работа штанговой установки заключается в следующем.

После спуска в скважину 1 на колонне насосно-компрессорных труб 2 цилиндра 3 насоса со всасывающим клапаном 4, приемным патрубком 5 и пакером 6 производится спуск на колонне штанг 9 плунжера 10 с полированной полой штангой 12, на котором размещена скользящая втулка 16. При посадке плунжера 10 в цилиндр 3 переходная муфта 13, отжимая пружины якоря 24, вводит утолщенную часть скользящей втулки 16 в зону между посадочным седлом 17 и нижними концами пружин якоря 24.

После запуска насоса в работу продукция верхнего пласта 8 при ходе головки балансира станка-качалки 25 вниз входит в освобождающуюся полость между полированной полой штангой 12 и цилиндром 3 насоса через всасывающий клапан 22 и отверстие 19. При ходе головки балансира вверх продукция верхнего пласта из этой полости вытесняется в колонну насосно-компрессорных труб 2, приподнимая скользящую втулку 16 над посадочным седлом 17. Всасывающий клапан 20 остается при этом закрытым. Движение скользящей втулки 16 вверх ограничено пружинами якоря 24, однако достаточно для перетока жидкости в колонну насосно-компрессорных труб 2.

Одновременно при движении колонны штанг 9 вверх в полость цилиндра 3 через приемный патрубок 5 и всасывающий клапан 4 входит продукция нижнего пласта 7. При движении колонны штанг вниз продукция нижнего пласта 7 вытесняется из полированной полой штанги 12 через отверстия 15 в колонну насосно-компрессорных труб 2, в которых она смешивается с продукцией верхнего пласта 8 и откачивается на поверхность.

Посадка скользящей втулки 16 в седло 17 при ходе головки балансира станка-качалки вниз происходит за счет сил трения полированной полой штанги 12 о скользящую втулку 16, а прижатие последней к седлу 17 происходит благодаря гидростатическому давлению в нижней части колонны насосно-компрессорных труб 2. При движении колонны штанг 9 вверх силы трения полированной полой штанги 12 о скользящую втулку 16 недостаточны для отжима пружин якоря 24 и срыва втулки с якоря.

Таким образом, осуществляется независимый отбор продукции пластов 7 и 8. Теоретический отбор продукции верхнего пласта 8 в единицу времени определяется режимом работы станка-качалки 25 и площадью сечения плунжера 11. Теоретический отбор продукции нижнего пласта 7 в единицу времени определяется режимом работы станка-качалки 25 и разностью площадей сечения плунжера 10 и полированной полой штанги 12. Изменением соотношения этих площадей и регулированием режимов откачки можно добиться заданных отборов жидкостей из каждого пласта.

Для раздельного учета продукции каждого пласта производят замер суммарной продукции скважины на дневной поверхности. После этого скважину останавливают и производят подъем колонны штанг 9 на величину, достаточную для срыва скользящей втулки 16 с якоря 24 ступенчатой переходной муфтой 14.

Утолщенная часть втулки 16 при этом окажется выше пружин якоря 24, что предупредит его посадку в седло 17 при ходе штанг 9 вниз работающего насоса. Далее установку с приподнятой колонной штанг 9 запускают в работу. Ввиду невозможности посадки утолщенной части скользящей втулки 16 в седло 17 из-за превышения упругих сил пружин якоря над силами трения полированной полой штанги 12 о скользящую втулку 16, отбор продукции верхнего пласта 8 прекратится и в колонну насосно-компрессорных труб 2 будет поступать только продукция нижнего пласта 7. В этот период производится замер продукции нижнего пласта 7 на поверхности. После осуществления замера колонну штанг 9 приспускают вниз в исходное положение. Ступенчатая муфта 13 переместит скользящую втулку 16 вниз, которая своей утолщенной частью отожмет пружины якоря 24 и зафиксируется в рабочем положении. После этого установку вновь запускают в работу.

Дебит верхнего пласта 8 рассчитывается вычитанием дебита нижнего пласта 7 из суммарного дебита скважины.

При ремонте оборудования и подъеме колонны штанг на поверхность подъемный агрегат также срывает втулку 16 с якоря 24 и обеспечивает безаварийное извлечение плунжера 10, а затем и всего насосного оборудования из скважины.

Технико-экономическими преимуществами штанговой установки являются:

1. простота и надежность работы конструкции;

2. возможность раздельного учета добываемой продукции каждого пласта.

1. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации нефтяной скважины, включающая верхний штанговый насос трубного исполнения с боковым всасывающим клапаном, отверстием и нагнетательным клапаном в цилиндре для отбора продукции верхнего пласта, нижний насос трубного исполнения с нагнетательным, всасывающим клапанами для отбора продукции нижнего пласта и приемным патрубком, проходящим через пакер, разделяющий пласты, полые штанги, соединенные с плунжером насоса, отличающаяся тем, что боковой приемный клапан и отверстие для входа продукции верхнего пласта расположены в верхней части насоса, внутри нижнего торца колонны насосно-компрессорных труб расположено посадочное седло нагнетательного клапана, выполненного в виде скользящей втулки с утолщенной нижней частью, расположенной на полированной полой штанге с выходными отверстиями в верхней части и соединенной с колонной обычных штанг с помощью ступенчатой муфты, а над утолщенной частью скользящей втулки в ее нижнем положении установлен якорь в виде упругих пружин, причем проходное сечение посадочного седла для скользящей втулки выполнено с диаметром, не меньшим диаметра плунжера насоса.

2. Способ замера продукции пластов, включающий замер суммарной продукции верхнего и нижнего пластов на дневной поверхности и последующую остановку скважины, отличающийся тем, что после остановки скважины производят подъем колонны штанг на величину, достаточную для срыва скользящей втулки с якоря плунжером насоса, далее запускают установку в работу и замеряют продукцию нижнего пласта, после чего останавливают скважину, доспускают колонну штанг вниз для входа утолщенной части скользящей втулки под пружины якоря и установку вновь запускают в работу.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для привода скважинных штанговых насосов. Станок-качалка содержит основание, опорную стойку, на которой расположен балансир с шарнирно прикрепленной к нему головкой, связанный с установленным на опорной стойке подшипником, электродвигатель, дополнительную уравновешивающую систему, имеющую опору, выполненную в виде трубы, установленной на самостоятельном фундаменте.

Изобретение относится к технике добычи нефти и, в частности, к скважинным штанговым насосным установкам. Технический результат - снижение металлоемкости пневмокомпенсатора и повышение эффективности его работы в холодных погодных условиях.

Изобретение относится к энергетической промышленности, предназначено для откачивания жидкой среды посредством создания вакуума и может быть использовано при эксплуатации нефтяных и газовых скважин, а также подъема воды из скважин водоснабжения.

Изобретение относится к области насосостроения и предназначено для перекачки жидких тел с возможностью размещения в скважинах. Поршневой насос содержит корпус с всасывающими и напорными клапанами.

Изобретение относится к области добычи нефти и предназначен для эксплуатации скважин штанговыми насосами. Содержит шкив, установленный на стойках и опорах, асинхронный электродвигатель, редуктор, барабан с канатом, свободный конец которого соединен с колонной штанг.

Изобретение относится к скважинным насосным установкам. Установка с противовесом содержит два или более реверсивных двигателей, каждый из которых непосредственно и функционально соединен с выполненным в возможностью вращения компонентом привода, смонтированным на опорной конструкции, расположенной над оборудованием устья скважины.

Изобретение относится к области нефтепромыслового оборудования. Безбалансирный привод содержит подъемный модуль, выполненный с возможностью установки на устьевую арматуру и состоящий из трех труб, связанных укосинами.

Изобретение относится к нефтедобыче для использования при оценке технического состояния насосного оборудования в условиях эксплуатации скважин. Устройство включает магнитную метку, установленную на кривошипе, и уловитель сигнала, закрепленный на раме на кронштейне.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности для использования при эксплуатации добывающих скважин. Установка включает штанговый насос, содержащий цилиндр, приемный клапан, плунжер с управляемым нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, и перепускное устройство.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к системам диагностики скважинных штанговых насосных установок. Сущность изобретения состоит в том, что сравнивают эталонное значение среднеквадратического отклонения полной мощности и значение среднеквадратического отклонения полной мощности, определенное из произведения действующих значений тока и напряжения, вычисленных с учетом условия минимального или максимального смещения штока от точки подвеса и условия не равенства нулю производной значения давления, вычисленных по значениям перемещения штока и давления.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции газоконденсатных месторождений и исследований работы многофазных расходомеров на реальной смеси газа, пластовой воды и нестабильного газового конденсата, получаемой непосредственно из скважины.

Изобретение относится к разработке нефтяных залежей и может быть применено для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) с различной проницаемостью пород. Способ включает проведение исследований до и после проведения ГРП с проппантом, проведение ГРП, определение эффективности ГРП на основе показаний, полученных в результате исследований.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может использоваться при эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ). Техническим результатом является повышение точности учета газа в хранилище, надежности ПХГ и обеспечение проектных показателей при эксплуатации ПХГ.

Изобретение относится к устройствам и способам непосредственного измерения расхода в устье скважины. Устройства и способы проведения измерений с помощью расходомера в устье скважины по меньшей мере одной скважины, содержащий этапы, на которых: определяют долю вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, причем доля вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения расходомера; выводят по меньшей мере одно показание на основе определенной доли вовлеченного газа и выводят соответствующий индикатор достоверности, коррелирующий по меньшей мере с одним показанием.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для контроля параметров потока продукции газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин.

Изобретение относится к способу поинтервального исследования горизонтального ствола скважины и устройству для осуществления этого способа. Техническим результатом является расширение технологических возможностей.
Изобретение относится к нефтегазовому делу, в частности к способам определения дебита скважин, оборудованных погружными установками электроцентробежных насосов со станцией управления.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения дебита скважин, оборудованных установками электроцентробежного погружного насоса с частотно-регулируемым приводом и станцией управления.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых нефтяных залежей. Способ включает размещение скважинного средства геофизических исследований скважины (ГИС) с группой датчиков параметров скважины, в качестве которых выбирают датчики радиоактивного каротажа.

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин. Техническим результатом изобретения является повышение точности и качества замера дебита всей группы скважин, подключенных к групповой замерной установке, за счет определения общего суммарного дебита в один прием и определение дебита каждой скважины.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для эксплуатации нагнетательной скважины с однолифтовой многопакерной компоновкой. Способ включает спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей отрасли промышленности и может быть применена для эксплуатации скважин на многопластовых залежах нефти. Установка включает верхний штанговый насос трубного исполнения с боковым всасывающим клапаном, отверстием и нагнетательным клапаном в цилиндре для отбора продукции верхнего пласта, нижний насос трубного исполнения с нагнетательным, всасывающим клапанами для отбора продукции нижнего пласта и приемным патрубком, проходящим через пакер, разделяющий пласты, полые штанги, соединенные с плунжером насоса. Согласно изобретению боковой приемный клапан и отверстие для входа продукции верхнего пласта расположены в верхней части насоса. Внутри нижнего торца колонны насосно-компрессорных труб расположено посадочное седло нагнетательного клапана, выполненного в виде скользящей втулки с утолщенной нижней частью, расположенной на полированной полой штанге с выходными отверстиями в верхней части и соединенной с колонной обычных штанг с помощью ступенчатой муфты. Над утолщенной частью скользящей втулки в ее нижнем положении установлен якорь в виде упругих пружин. Причем проходное сечение посадочного седла для скользящей втулки выполнено с диаметром, не меньшим диаметра плунжера насоса. Также раскрыт способ замера продукции пластов. Технический результат заключается в упрощении конструкции насосной установки, повышении надежности ее работы, а также обеспечении возможности раздельного замера продукции пластов. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Наверх