RU141988U1 - Штанговая насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов - Google Patents

Abstract

Штанговая насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов, содержащая два насоса разных диаметров, плунжеры которых сочленены между собой патрубком, боковой всасывающий клапан верхнего насоса, полый цилиндр верхнего плунжера, внутри которого размещены вертикальный канал с нагнетательным клапаном, образующий с полым цилиндром концентрическую полость и соединенный с горизонтальными каналами, сообщающими прием верхнего насоса с колонной насосно-компрессорных труб, пакер, разобщающий пласты, хвостовик, соединяющий прием нижнего насоса с подпакерным пространством скважины, геофизический кабель с глубинным манометром, спущенный по затрубному пространству под прием нижнего насоса, отличающаяся тем, что цилиндр нижнего насоса выполнен составным из двух цилиндров одинакового диаметра, а полированный шток штанговой колонны выполнен удлиненным на величину удлинения цилиндра нижнего насоса.

Description

Полезная модель относится к нефтедобывающей отрасли промышленности и может быть использована при одновременно -раздельной (ОРЭ) эксплуатации скважин, оборудованных установками скважинных штанговых насосов (УСШЫ).

Для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов требуется их разобщение и независимая откачка жидкостей глубинными насосами. Нагнетание жидкостей к устью скважины может осуществляться либо по однолифтовой схеме подъема со смешением в трубах, либо по двухлифтовой схеме без смешения жидкостей двух пластов. Двухлифтовая схема предполагает использование колонны полых штанг. К примеру, известна насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти, состоящая из двух сочлененных патрубком насосов различного диаметра. Насос меньшего диаметра откачивает нефть из нижнего пласта, а верхний - из верхнего пласта (патент РФ №2321771, F04B 47/00). Установка имеет сложное и ненадежное исполнение. Нагнетательный клапан верхнего насоса имеет ограничения по габаритам из-за необходимости его установки внутри плунжера малого диаметра. К примеру, добыча высоковязкой нефти станет невозможной из-за чрезмерно больших гидравлических сопротивлений в этом клапане.

Известна также штанговая насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов (Патент РФ №2430270. 3аявл. 27.10.2009. Опубл. 27.10.2011 г.). В скважину спущена установка, состоящая из верхнего и нижнего насосов. Верхний насос содержит цилиндр, приемный клапан, плунжер, внутри которого герметично расположен полый цилиндр. Верхний торец цилиндра соединен с колонной полых штанг, а нижний - с патрубком, который соединен с плунжером нижнего насоса меньшего диаметра. Внутри цилиндра насоса большего диаметра выполнены нижний и верхний сквозные горизонтальные каналы, соединенные между собой вертикальным каналом, внутри которого расположен нагнетательный клапан верхнего насоса. Приемы верхнего и нижнего насосов разобщены пакером, установленным между продуктивными пластами. Установка обладает недостатками, состоящими в необходимости использования полой колонны штанг, вес которых существенно превышает вес обычных штанг и имеющих низкую надежность в работе, устьевого оборудования с гибким рукавом для отвода жидкости из полых штанг в коллектор, а также отсутствии возможности измерения забойного и пластового давлений нижнего пласта.

Наиболее близкой к предложенной модели является аналогичная по конструкции насосная установка, в которой для привода насоса используется обычная (не полая) колонна штанг (Патент РФ №131097. U1. Штанговая насосная установка для одновременно - раздельной добычи нефти из двух пластов. Заявл. 10.12.2012. Опубл. 10.08.2013). При этом раздельный замер дебита верхнего пласта производится по кривой восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве сразу после остановки скважины. Дебит нижнего пласта рассчитывается вычитанием полученного дебита от суммарного дебита, замеренного на поверхности в период работы установки. Измерение обводненности нижнего пласта производится также в период остановки скважины по изменению плотности расслаивающейся продукции в хвостовике насоса. Обводненность продукции верхнего пласта рассчитывается также вычитанием полученной обводненности от суммарной обводненности скважины.

Недостатком установки, выбранной в качестве прототипа, является низкая точность измерения дебита верхнего пласта. Граница уровня раздела жидкости и газа в затрубном пространстве сразу после остановки скважины представляет собой еще вспененную среду и для гашения пены нужно определенное время. Поэтому использование кривой восстановления уровня жидкости для графического построения касательной к ней линии приводит к значительной погрешности в определении дебита.

Задачей предложенной полезной модели является повышение точности раздельного учета продукции обоих пластов путем временного прекращения отбора из скважины продукции верхнего пласта и сохранения отбора продукции нижнего пласта при работающем оборудовании.

Поставленная задача решается тем, что в известном устройстве, содержащем два насоса разных диаметров, плунжеры которых сочленены между собой патрубком, боковой всасывающий клапан верхнего насоса, полый цилиндр верхнего плунжера, внутри которого размещены вертикальный канал с нагнетательным клапаном, образующий с полым цилиндром концентрическую полость и соединенный с горизонтальными каналами, сообщающими прием верхнего насоса с колонной насосно-компрессорных труб, пакер, разобщающий пласты, хвостовик, соединяющий прием нижнего насоса с подпакерным пространством скважины, геофизический кабель с глубинным манометром, спущенный по затрубному пространству под прием нижнего насоса, согласно полезной модели, цилиндр нижнего насоса выполнен составным из двух цилиндров одинакового диаметра, а полированный шток штанговой колонны выполнен удлиненным на величину удлинения цилиндра нижнего насоса.

На рисунке показана схема предполагаемой полезной модели. В скважину 1 на колоннах штанг 2 и насосно-компрессорных труб 3 спущена установка, состоящая из верхнего и нижнего насосов. Верхний насос содержит цилиндр 4, плунжер 5, внутри которого герметично расположен полый цилиндр 6. Верхний насос имеет боковой всплывающий клапан 7. Верхний торец плунжера 5 соединен с колонной штанг 2, а нижний - с патрубком 8, который соединен с плунжером 9 внутри удлиненного цилиндра 10 нижнего насоса меньшего диаметра с нагнетательным 11 и всасывающим 12 клапанами. Внутри плунжера 5 выполнены нижний и верхний сквозные горизонтальные каналы, соединенные между собой полым цилиндром 6, внутри которого расположен нагнетательный клапан 13 верхнего насоса. Приемы верхнего и нижнего насосов разобщены пакером 14, установленным между продуктивными пластами А и Б, через который проходит хвостовик 15.

С устья скважины снаружи труб 3 под нижний насос спущен геофизический кабель 16 с глубинным манометром 17 на конце, размещенный во внутренней полости хвостовика 15. На устье скважины кабель 16 входит в регистрирующее устройство 18. На устье скважины колонна штанг 2 переходит в удлиненный полированный шток 19 с помощью соединительной муфты 20.

Работа насосной установки состоит в следующем. В скважину вначале спускаются на колонне насосно-компрессорных труб 3 цилиндры верхнего и удлиненного нижнего насосов с приемными клапанами. Одновременно осуществляется посадка пакера 14 между пластами А и Б. Далее осуществляется спуск плунжеров 5 и 9 насосов на колонне обычных штанг 2.

После пуска скважины в работу жидкость нижнего пласта Б поступает на прием нижнего насоса и откачивается плунжером 9. Жидкость по патрубку 8 поступает в концентрическую полость между плунжером 5 и полым цилиндром 6 верхнего насоса, далее поступает в колонну труб 3.

Жидкость верхнего пласта А поступает на прием 7 верхнего насоса и далее в нижний горизонтальный канал. Затем жидкость нагнетается через клапан 13 в вертикальный канал 6 и выходит в колонну насосно-компрессорных труб 3 через верхний горизонтальный канал. Таким образом, осуществляется совместная добыча продукции из пластов А и Б.

Производительность нижнего насоса определяется площадью поперечного сечения плунжера 9, а верхнего - разностью площадей поперечных сечений верхнего 5 и нижнего 9 плунжеров.

В период работы скважины на поверхности производятся замеры суммарного дебита и обводненности скважины. Забойное давление верхнего пласта определяется измерением уровня жидкости в затрубном пространстве с пересчетом по плотности жидкостей. Забойное давление нижнего пласта замеряется непосредственно глубинным манометром 17.

Для раздельного измерения дебита продукции нижнего пласта производится кратковременная остановка скважины и подъем колонны штанг на половину длины удлиненного цилиндра нижнего насоса без демонтажа устьевого оборудования и глушения скважины. При этом плунжер 5 верхнего насоса полностью выйдет из цилиндра 4 в силу стандартной длины цилиндров насосов, выпускаемых промышленностью. Удлиненный полированный шток 19 штанговой колонны при этом предупредит повреждение устьевого сальника верхней соединительной муфтой 20 штанг.

Далее производят запуск скважины в работу. Выход плунжера 5 верхнего насоса из цилиндра 4 прекратит откачку в насосно-компрессорные трубы 3 продукции верхнего пласта А. При этом продукция нижнего пласта Б будет откачиваться в колонну труб 3 благодаря тому, что плунжер 9 при подъеме колонны штанг не выйдет из удлиненного цилиндра 10. Измеренный дебит скважины на поверхности будет соответствовать дебиту нижнего пласта Б. После замещения объема труб 3 продукцией пласта Б производится замер обводненности нижнего пласта на поверхности. Дебит и обводненность верхнего пласта А определяются вычитанием полученных значений от суммарных величин, замеренных на поверхности до остановки скважины и подъема колонны штанг. Технико-экономическими преимуществами предложенной модели являются простота устройства и повышение точности раздельного учета продукции обоих пластов и их обводненности.

Claims (1)

1. Штанговая насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов, содержащая два насоса разных диаметров, плунжеры которых сочленены между собой патрубком, боковой всасывающий клапан верхнего насоса, полый цилиндр верхнего плунжера, внутри которого размещены вертикальный канал с нагнетательным клапаном, образующий с полым цилиндром концентрическую полость и соединенный с горизонтальными каналами, сообщающими прием верхнего насоса с колонной насосно-компрессорных труб, пакер, разобщающий пласты, хвостовик, соединяющий прием нижнего насоса с подпакерным пространством скважины, геофизический кабель с глубинным манометром, спущенный по затрубному пространству под прием нижнего насоса, отличающаяся тем, что цилиндр нижнего насоса выполнен составным из двух цилиндров одинакового диаметра, а полированный шток штанговой колонны выполнен удлиненным на величину удлинения цилиндра нижнего насоса.

Images