RU92465U1 - Смеситель установки для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине - Google Patents

Abstract

1. Смеситель установки для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, включающий кожух с верхней и нижней резьбами для соединения соответственно с колонной лифтовых труб и выходом нижнего - электропогружного насоса, продольным каналом, сообщающим выход нижнего насоса с колонной лифтовых труб, и боковым каналом, сообщенным с межтрубным пространством и оснащенным защитным обратным клапаном и технологической втулкой под вставной верхний насос, отличающийся тем, что технологическая втулка оснащена кольцевым сужением под замковый механизм вставного насоса и расположенной выше сужения фаской под герметизирующий конус вставного насоса. ! 2. Смеситель установки для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине по п.1, отличающийся тем, что технологическая втулка выполнена сборной, а сужение и фаска образованы внутренней кольцевой вставкой, выполненной из более пластичного материала, чем материал герметизирующего конуса вставного насоса.

Description

Предложенная разработка относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к смесителям для скважинных насосных установок, обеспечивающих одновременную раздельную эксплуатацию двух пластов.

Известна «Насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине» (патент RU №2291953, Е21 В 43/13, F04B 47/00, опубл. Бюл. №2 от 20.01.2007), содержащая колонну лифтовых труб, кабель, пакер, хвостовик и два отдельных насоса для откачки продукции пластов, которые заключены в верхний и нижний кожухи, причем насос для откачки продукции нижнего пласта выполнен электропогружным, при этом нижний кожух электропогружного насоса снабжен узлом герметизации кабеля и сообщен с подпакерным пространством через хвостовик, который выше оснащен перепускным устройством, имеющим возможность обеспечения гидравлической связи надпакерного пространства скважины с ее подпакерным пространством через хвостовик при достижении в скважине давления срабатывания перепускного устройства, причем выход электропогружного насоса сообщен с верхним кожухом, который сверху сообщен с колонной лифтовых труб и снабжен боковым каналом, причем верхний насос выполнен штанговым, колонна штанг которого выполнена полой и герметично соединена с плунжером штангового насоса, при этом прием этого насоса посредством бокового канала сообщен с надпакерным пространством.

Недостатками данной установки являются: высокая вероятность повреждения плунжера при спуске, нет возможности подъема штангового насоса для ревизии и замены без извлечения из скважины всей насосной установки в сборе.

Наиболее близким по технической сути и достигаемому результату является «Насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине» (патент на ПМ RU №76969, МПК 7 Е21В 43/14, опубл. 10.10.2009 г.), включающая колонну лифтовых труб, кабель, пакер, установленный между пластами, хвостовик, верхний штанговый и нижний электропогружной насосы для откачки продукции соответствующих пластов, верхний и нижний насосы заключены соответственно в верхний кожух, сверху сообщенный с колонной лифтовых труб и снабженный боковым каналом, и нижний кожух с узлом герметизации кабеля, сообщенный с подпакерным пространством через хвостовик, причем выход электропогружного насоса сообщен с верхним кожухом, а прием штангового насоса посредством бокового канала сообщен с надпакерным пространством, отличающаяся, что верхний кожух снабжен внутренней вертикальной полой технологической втулкой, сообщенной снизу с боковым каналом, который оснащен обратным защитным клапаном, а штанговый насос выполнен вставным с нижним манжетным якорем, выполненным с возможностью при взаимодействии герметичной фиксации в технологической втулке с обеспечением сообщения входа штангового насоса с этой втулкой, при этом вход бокового канала выполнен наклоненным вниз под углом 15-60° к оси верхнего кожуха.

Недостатками данной установки является фиксация вставного насоса в технологической втулке смесителя только за счет манжетного якоря, который фиксируется в нем благодаря перепаду давлений, превышающим усилие работы, возникающем при возвратно поступательно перемещении плунжера в насосе, что может быть недостаточно при установке насоса в неглубоких скважинах (глубиной менее 300 м), при высоком пластовом давлении верхнего пласта, превышающем давление, создаваемое столбом жидкости в лифтовой колонне, и/или при добыче высоковязкой нефти, для добычи которой при перемещении плунжера вверх возникают большие продольные нагрузки, превышающие усилие прижатия манжетного якоря.

Технической задачей полезной модели расширение функциональных возможностей смесителя установки для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине за счет возможности использования его в неглубокий скважинах, в скважинах с высоким пластовым давлением верхнего пласта и/или для добычи высоковязкой нефти.

Техническая задача решается смесителем насосной установки для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, включающим кожух с верхней и нижней резьбами для соединения соответственно с колонной лифтовых труб и выходом нижнего - электропогружного насоса, продольным каналом, сообщающим выход нижнего насоса с колонной лифтовых труб, и боковым каналом, сообщенным с межтрубным пространством и оснащенным защитным обратным клапаном и технологической втулкой под вставной верхний насос.

Новым является то, что технологическая втулка оснащена кольцевым сужением под замковый механизм вставного насоса и расположенной выше сужения фаской под герметизирующий конус вставного насоса.

Новым является также то, что технологическая втулка может быть выполнена сборной, а сужение и фаска образованы внутренней кольцевой вставкой, выполненной из более пластичного материала, чем материал герметизирующего конуса вставного насоса.

На фиг.1 изображена схема смесителя в составе насосной установки в продольном разрезе.

На фиг.1 изображена схема смесителя в составе насосной установки в продольном разрезе с кольцевой вставкой.

Смеситель установки для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине (на фиг. не показаны), включающий кожух 1 (фиг.1) с верхней 2 и нижней 3 резьбами для соединения соответственно с колонной лифтовых труб 4 и выходом 5 нижнего - электропогружного насоса (на фиг. не показан), продольным каналом 6, сообщающим выход 5 нижнего насоса с колонной лифтовых труб 4, и боковым каналом 7, сообщенным с межтрубным пространством снаружи кожуха 1 и оснащенным защитным обратным клапаном 8 и технологической втулкой 9 под вставной верхний насос 10. Технологическая втулка 9 оснащена кольцевым сужением 11 под замковый механизм 12 (например, цанга - механическое крепление 20-106 RHBM вставных насосов, изготовляемых Ижевским заводом нефтяного машиностроения - ОАО «Ижнефтемаш») вставного насоса 10 и расположенной выше сужения 11 фаской 13 под герметизирующий конус 14 вставного насоса 10. Такой смеситель применяется для насосов 10, у которых герметизирующий конус 14 выполнен на герметизирующим кольце 15 замкового механизма 12, изготовленным для лучшей герметизации из материала более пластичного, чем материал технологической втулки 9.

Для вставных насосов 10 (фиг.2), у которых герметизирующий конус 14 выполнен из аналогичного по пластичности материалу технологической втулки 9 (например, замковый механизм 12 - цанга, механическое крепление по API 20-106 RHAM вставных насосов, изготовляемых ОАО «Ижнефтемаш») применяется смеситель, у которого технологическая втулка 9 выполнена сборной, а сужение 11 и фаска 13 образованы для лучшей герметизации внутренней кольцевой вставкой 16, выполненной из более пластичного материала, чем материал герметизирующего конуса 14 вставного насоса 10, и зафиксированной технологической гайкой 17.

Смеситель насосной установки работает следующим образом.

Между пластами скважины устанавливают пакер с проходным каналом (на фиг.не показаны). После чего на колонне лифтовых труб 4 (фиг.1), соединенной резьбой 2 к кожуху 1, в скважину спускают смеситель в сборе с нижним насосом, соединенным выходом 5 по резьбе 3 с кожухом 1, совместно с кабелем 18 до герметичного входа хвостовика (на фиг. не показан) нижнего насоса в походной канал пакера. При необходимости кабель 5 фиксируют по наружной поверхности кожуха 1 и колонне лифтовых труб 4, например, хомутами 19. Затем на штангах (на черт, не показаны) в скважину спускают вставной штанговый насос 10 (фиг.1 и 2) с плунжером (на черт, не показан) и расположенным внизу замковым механизмом 12 до его фиксации за кольцевое сужение 11 технологической

втулки 9 с герметизацией соединения по 13 технологической втулки 9 при одновременном взаимодействии ее с герметизирующим конусом 14 насоса 10. Это фиксируется устьевым индикатором веса (на черт, не показан), отмечающим снижения веса спускаемого плунжерного насоса 10.

Затем по кабелю 18 (фиг.1) подают питание к электропогружному насосу, который из подпакерного пространства посредством хвостовика продукцию нижнего пласта перекачивает через свой выход 5 и продольный канал 6 кожуха 1 в колонну лифтовых труб 4. В результате работы электропогружного насоса продукция нижнего пласта подается по колонне лифтовых труб 4 на поверхность (на черт, не показана).

После чего приводят в действие штанговый насос 10, придавая возвратно поступательное перемещение штангам с плунжером штангового насоса 10. В результате работы штангового насоса 10 из надпакерного пространства (на чертеже не показано) продукция верхнего пласта через боковой канал 7 с защитным клапаном 8 подается на поверхность. Если штанги применяют полые, то продукция нижнего пласта по ним поднимается на поверхность, не смешиваясь с продукцией нижнего пласта (когда значительно разнятся физико-химические свойства продукций пластов). Если применяют штанги цельные, то продукция верхнего и нижнего пластов (если их физико-химические свойства близки) перемешиваются выше плунжерного насоса 10 в колонне лифтовых труб 4, по которой перемешанная продукция скважины поднимается совместно на поверхность.

Наличие защитного клапана 8 в боковом канале 7 предотвращает попадание жидкости, находящейся в колонне лифтовых труб 4, в верхний пласт (если давление столба жидкости в лифтовых трубах 4 превосходит пластовое) при подъеме штангового насоса 10 на устье для замены или ревизии.

Наличие кольцевого сужения 11 технологической втулки 9 под замковый механизм 12 насоса 10 полностью исключает вероятность срыва насоса 10 из технологической втулки 9, во время рабочего хода плунжера штангового насоса 8 вверх, даже при использовании смесителя в составе установки для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине в неглубокий скважинах, в скважинах с высоким пластовым давлением верхнего пласта и/или для добычи высоковязкой нефти.

Предлагаемый смеситель установки для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине позволяет расширить его функциональные возможности за счет возможности использования его в неглубоких скважинах, в скважинах с высоким пластовым давлением верхнего пласта и/или для добычи высоковязкой нефти.

Claims (2)

1. Смеситель установки для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, включающий кожух с верхней и нижней резьбами для соединения соответственно с колонной лифтовых труб и выходом нижнего - электропогружного насоса, продольным каналом, сообщающим выход нижнего насоса с колонной лифтовых труб, и боковым каналом, сообщенным с межтрубным пространством и оснащенным защитным обратным клапаном и технологической втулкой под вставной верхний насос, отличающийся тем, что технологическая втулка оснащена кольцевым сужением под замковый механизм вставного насоса и расположенной выше сужения фаской под герметизирующий конус вставного насоса.

2. Смеситель установки для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине по п.1, отличающийся тем, что технологическая втулка выполнена сборной, а сужение и фаска образованы внутренней кольцевой вставкой, выполненной из более пластичного материала, чем материал герметизирующего конуса вставного насоса.