RU40647U1

RU40647U1 - Оборудование для одновременно раздельной эксплуатации скважины двух пластов

Info

Publication number: RU40647U1
Application number: RU2004112354/22U
Authority: RU
Inventors: В.А. Афанасьев
Original assignee: Афанасьев Владимир Александрович
Priority date: 2004-04-22
Filing date: 2004-04-22
Publication date: 2004-09-20

Abstract

Полезная модель относится к оборудованию для эксплуатации скважин двух пластов глубинными насосами. Устройство содержит пакер, разобщающий пласты в стволе скважины и спущенный на расчетную глубину насосный агрегат с подвешенным на нем трубным хвостовиком. Пакер снабжен колонной труб, оголовок которой находится на 5-20 м ниже глубины подвески насосного агрегата и герметично сочленяется с трубным хвостовиком, в который встроен штуцер с расчетным диаметром проточного канала и обратный клапан.

Description

Полезная модель относится к оборудованию для эксплуатации нефтедобывающих скважин двух пластов глубинными насосными установками.

Известно оборудование для одновременно раздельной эксплуатации электропогружными насосными установками скважин двух пластов, разобщенных в стволе скважин пакером, включающее насосный агрегат, спущенный на расчетную глубину, и хвостовик, механически связывающий насосный агрегат с регулятором дебита, который герметично сочленяется разъединителем с пакером [Р.А.Максутов, Б.Е.Доброскок, Ю.В.Зайцев. «Одновременно раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений», Недра, М. 1974 г., стр.106-108].

Недостатком оборудования является то, что в скважинах с глубокозалегающими пластами (3000-4000 м) при подъеме насосного агрегата в процессе ремонта с традиционной глубиной его подвески в скважинах 1200-1300 м приходиться проводить большой объем спуско-подъемных работ по демонтажу хвостовика, чтобы извлечь и провести ревизию регулятора дебита. Погружной насосный агрегат находится под недопустимыми высокими растягивающими нагрузками (более 12 т) веса хвостовика. По техническим условиям эксплуатации растягивающие нагрузки на корпус двигателя

насосного агрегата не должны превышать 200 кг. Опыт эксплуатации скважин выявил, что при достигнутой максимальной наработке на отказ насосных агрегатов 250-300 суток нет необходимости в период их отработки изменять столь трудоемким способом дебиты пластов. Повсеместно десятки тысяч электропогружных центробежных насосных установок работают от ввода их в эксплуатацию до отказа без каких-либо регулирований их режима и режима пластов.

Недостаток скважинного оборудования прототипа заключается еще и в том, что при остановке насоса (отключение электроэнергии, ожидание ремонта и т.п.) при восстановлении пластового давления в скважине происходят перетоки жидкости из пласта с высоким пластовым давлением в пласт с меньшим пластовым давлением.

Технической задачей, решаемой полезной моделью, является упрощение конструкции оборудования, снижение растягивающих нагрузок на погружной электродвигатель насосного агрегата, предупреждение межпластового перетока жидкости в остановленной скважине.

Поставленная цель достигается тем, что в оборудовании для одновременно раздельной эксплуатации скважин двух пластов, разобщенных в стволе скважины пакером, включающем спущенный на расчетную глубину насосный агрегат с подвешенным на нем трубным хвостовиком, согласно полезной модели, головка пакера снабжена колонной труб, оголовок которой находится на глубине 5-20 м ниже глубины подвески насосного агрегата и герметично сочленяется с трубным хвостовиком. В трубный хвостовик

встроены штуцер с расчетным диаметром проточного канала и обратный клапан.

Сущность полезной модели заключается в том, что жидкость, например, нижнего пласта поступает по колонне труб в хвостовик, где на штуцере происходит снижение давления потока до величины давления потока жидкости, поступаемого из верхнего пласта. Таким образом, регулируется объем жидкости, поступаемый из нижнего пласта на прием насоса. Обратный клапан препятствует перетоку жидкости между пластами при остановленном насосе. При смене отказавшего насосного агрегата в процессе текущего ремонта скважины меняются, при необходимости, штуцер и обратный клапан.

На чертеже схематично представлено скважинное оборудование, предлагаемое по полезной модели, которое позволяет регулировать забойное давление на глубине нижнего пласта штуцированием потока поступающей из него жидкости и препятствует перетоку жидкости из верхнего пласта в нижний при остановленном насосе.

Оборудование содержит пакер 1 с колонной труб 2, разобщающий в стволе скважины 3 пласты. Оголовок 4 колонны труб 2 имеет направляющую воронку 5 для успешного захода при монтаже скважинного оборудования трубного хвостовика 6 в оголовок 4. Хвостовик 6 жестко связан с насосным агрегатом 7 и имеет уплотнительные элементы 8. На входе в хвостовик 6 устанавливается штуцер 9 и обратный клапан 10. Хвостовик 6 имеет выходное отверстие 11. Для замера дебита нижнего пласта и давления на приеме насоса в

хвостовик 6 встраиваются датчики 12 дебита и давления. Информация от них к устьевым регистрирующим приборам поступает по кабелю 13.

Монтаж скважинного оборудования ведется в следующей последовательности.

На монтажной колонне труб (на чертеже не показано) в скважину 3 спускается колонна труб 2 с пакером 1 и направляющей воронкой 5. Устанавливается пакер 1 в ствол скважины 3 между пластами. Монтажная колонна отсоединяется от колонны труб 2 и извлекается из скважины 3. В скважину 3 спускается насосный агрегат 7 до герметичного сочленения хвостовика 6 с оголовком 4 колонны труб 2. Герметизация соединения происходит уплотняющими элементами 8.

После установки устьевой арматуры скважины насосный агрегат 7 запускают в эксплуатацию. Жидкость из нижнего пласта по колонне труб 2 через штуцер 9, обратный клапан 10 и выходное отверстие 11 хвостовика 6 поступает в насосный агрегат 7. Жидкость из верхнего пласта за колонной труб 2 также поступает в насосный агрегат 7. Датчиками дебита и давления 12 фиксируются дебит нижнего пласта и давление на глубине насосного агрегата. Дебит верхнего пласта определяется разницей дебитов скважины и нижнего пласта.

В качестве примера рассмотрим работу скважинного оборудования при эксплуатации пластов ЮС₁ (глубина залегания 2700 м) и ЮС₂ (3100 м) Тянского месторождения. Проектные забойные давления на пласт ЮC₁ -19.0 МПа, а на ЮС₂ (водоплавающая залежь) - 26.0 МПа.

Для обеспечения забойного давления 19.0 МПа на верхний пласт насосную установку спускают на глубину 1300 м, а пакер устанавливают между пластами на глубине 3050 м.

По прототипу для данного примера требуется длина хвостовика 1750 м, вес которого 7.0 т. Такого веса хвостовик не допускается подвешивать на насосный агрегат. Кроме того, каждый текущий ремонт придется дополнительно извлекать 1750 м труб, чтобы провести ревизию регулятора дебита. В предлагаемой полезной модели требуется хвостовик - 3-15 м. Длина хвостовика определена условиями успешной его стыковки с оставляемой в скважине колонной труб пакера в процессе монтажа. Штуцированием потока на забое пласта ЮС₂ обеспечивается давление 26.0 МПа. После штуцера -19.0 МПа. Диаметр штуцера определяется расчетным путем в зависимости от проходящего через него заданного объема жидкости и перепада на нем давления 7.0 МПа. Производительность насосного агрегата рассчитывается по заданным суммарным дебитам верхнего и нижнего пластов.

В виду того, что в пласте ЮС₁ пластовое давление выше (ведется закачка воды в пласт), то при остановке насоса жидкость из пласта будет перетекать и поглащаться пластом ЮС₂. Обратный клапан 10 исключает перетоки.

Таким образом, технические решения полезной модели позволят проводить без осложнений все операции по монтажу оборудования и эксплуатации скважин. Упрощенная схема компоновки оборудования эксплуатации скважины, вскрывшей два пласта, обеспечит широкомасштабное

внедрение низкозатратного метода одновременно раздельной эксплуатации скважин на месторождениях России.

Claims

1. Оборудование для одновременно раздельной эксплуатации скважин двух пластов, разобщенных в стволе скважины пакером, содержащее спущенный на расчетную глубину насосный агрегат с подвешенным на нем трубным хвостовиком, отличающееся тем, что головка пакера снабжена колонной труб, оголовок которой находится на 5-20 м ниже глубины подвески насосного агрегата и герметично сочленяется с трубным хвостовиком, в который встроен штуцер с расчетным диаметром проточного канала.

2. Оборудование для одновременно раздельной эксплуатации скважин двух пластов по п.1, отличающееся тем, что в хвостовик встроен обратный клапан, исключающий переток жидкости между пластами при неработающем насосном агрегате.