Насосно-эжекторная установка для внутрискважинной перекачки жидкости из нижнего в верхний пласт
Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано для закачки жидкости в верхний нефтеносный пласт из нижнего пласта скважины, особенно с повышенным содержанием сопутствующего газа. Насосно-эжекторная установка для внутрискважинной перекачки жидкости из нижнего в верхний пласт содержит спускаемые в обсадную колонну скважины на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) погружной электроприводной центробежный насос (ЭЦН) с силовым кабелем электропитания от станции управления. Извлекаемый жидкоструйный эжектор, выполненный с проходными сечениями сопла и камеры смешения, прямо пропорциональными дебиту нижнего пласта. Нижний импульсно-механический пакер, разобщающий пласты в обсадной колонне скважины. Верхний пакер с нажимным гидравлическим якорем с упором в нижний пакер. Эжектор входом в сопло соединен с выходом ЭЦН патрубком, а диффузором - со стволом нижнего пакера и установлен каналами подвода сопутствующего газа на уровне верхней границы подпакерной полости. Верхний пакер установлен выше верхнего пласта скважины и образует с нижним пакером межпакерную полость, сообщающуюся с верхним пластом. В колонну НКТ на уровне верхнего пласта вмонтирован фильтр, выше которого в колонне НКТ установлена заглушка, исключающая выброс пластовой жидкости на поверхность скважины. Достигается технический результат – повышение надежности работы центробежного насоса установки при внутрискважинной перекачке жидкости в верхний пласт из нижнего пласта особенно с повышенным содержанием сопутствующего газа. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано для закачки жидкости в верхний нефтеносный пласт из нижнего пласта скважины, особенно с повышенным содержанием сопутствующего газа.
Известна установка для закачки жидкости из нижнего пласта в верхний пласт скважины, имеющая возможность герметизации устья и содержащая пакер, спущенный в скважину на колонне труб, в которой выполнены радиальные каналы, а на конце колонны труб установлен всасывающий клапан, разобщающий заколонное пространство на две части выше и ниже пакера, электрический погружной насос, образующий в колонне труб верхнюю полость, сообщающуюся с верхним пластом через радиальные каналы, и нижнюю полость, сообщающуюся с нижним пластом через всасывающий клапан, в которой установлен датчик напора жидкости с возможностью включения и выключения электропогружного насоса. (Патент RU №2287671 С1. Установка для закачки жидкости из нижнего пласта в верхний пласт скважины. - МПК: Е21В 43/14. - 20.11.2006).
Известны два варианта установки для внутрискважинной перекачки воды из нижнего пласта в верхний, которые содержат колонну лифтовых труб, пакер, электропогружной насос с электродвигателем, кабелем и кожухом, охватывающим электродвигатель, снабжен узлом герметизации кабеля, который размещен во входном модуле насоса и сообщен с подпакерным пространством через хвостовик. По первому варианту исполнения на выходе электропогружного насоса установлен обратный клапан, через который насос сообщается с колонной лифтовых труб, выполненных с отверстием для подачи воды в межтрубное пространство и верхний пласт. В промежутке между отверстием в лифтовой трубе и выходом насоса установлен расходомер. По второму варианту, внутри колонны лифтовых труб размещена дополнительная колонна лифтовых труб, сопряженных двухканальной муфтой с посадочным местом, выполненном с ниппелем подвижного соединения для подачи воды в межтрубное пространство и верхний пласт.(Патент RU №2351749 С1. Установка для внутрискважинной перекачки воды из нижнего пласта в верхний (варианты). - МПК: Е21В 43/14. - 10.04.2009).
Известна установка для закачки жидкости в верхний пласт скважины из нижнего, содержащая пакер, установленный между пластами, электропогружной насос с электроприводом и входным модулем, с кабелем, проходящим через узел герметизации кабеля входного модуля, и обратным клапаном на выходе для сообщения с колонной лифтовых труб и внутрискважинным пространством, кожух, выполненный с охватом электропогружного насоса, герметично соединенный с входным модулем электропогружного насоса, сообщающийся с подпакерным пространством через хвостовик, и расходомер. Выше клапана закачки на лифтовой колонне размещен дополнительный пакер с узлом герметизации кабеля, установленный выше верхнего пласта. Между насосом и электроприводом расположен гидрокомпенсатор. Колонна лифтовых труб сообщена с внутрискважинным пространством через клапан закачки, пропускающий изнутри наружу. Электропривод снизу оснащен измерительным блоком, выполненным с возможностью передачи информации по кабелю электропогружного насоса, измерительный блок снабжен демпфирующей втулкой для центрирования и гашения вибраций в кожухе. (Патент RU №2436939 С1 на изобретение. Установка для закачки жидкости в верхний пласт скважины из нижнего. - МПК: Е21В 43/14. - 20.12.2011).
Известна установка для перекачки жидкости из нижнего в верхние пласты скважины, содержащая лифтовые трубы, связанные пакером, разобщающим межпластовое пространство, электропогружной насос, включающий электропривод, оснащенный блоком телеметрии, герметически соединенных силовым кабелем со станцией управления, приемный модуль и рабочие секции с обратным клапаном на выходе, и опорным пакером с кабельным вводом над нефтеносным пластом. Насос расположен блоком телеметрии над обводненным пластом скважины и обратным клапаном присоединен лифтовыми трубами к стволу межпластового пакера, выполненным с кабельным вводом и опорным якорем. Межпакерные лифтовые трубы на уровне нефтеносного пласта соединены скважинной проточной камерой, в стенке которой выполнены радиальные проточные отверстия, сообщающие полости лифтовых труб с нефтеносным пластом через межпакерное пространство скважины. (Патент RU №2591061 С2. Установка для перекачки жидкости из нижнего в верхние пласты скважины. - МПК: Е21В 43/14, F04B 47/06. - 10.07.2016).
Известна насосно-эжекторная установка, содержащая спускаемые в скважину на насосно-компрессорных трубах электроприводной центробежный насос и жидкоструйный эжектор, соединенные между собой трубой. На входе центробежного насоса установлен газовый сепаратор, а в канале подвода перекачиваемой среды из затрубного пространства скважины в приемную камеру эжектора - обратный клапан. На выходе центробежного насоса установлен ресивер с обратным клапаном. Жидкоструйный эжектор выполнен с проходными сечениями сопла и камеры смешения, прямо пропорциональными дебиту и объему газа и обратно пропорциональными глубине динамического уровня скважинного флюида. Центробежный насос выбран с напором из условия распределения давления на подъем масс газожидкостной смеси по колонне насосно-компрессорных труб и сепарированной жидкости по трубе между центробежным насосом и жидкоструйным эжектором и на работу жидкоструйного эжектора. На колонне насосно-компрессорных труб может быть установлен пакер с кабельным вводом выше канала подвода перекачиваемой среды из затрубного пространства скважины в приемную камеру жидкоструйного эжектора. (Патент RU №2553110 С2. Способ добычи однопластового скважинного флюида и насосно-эжекторная установка для его осуществления. - МПК: Е21В 43/12, F04F 5/54. - 10.06.2015).
Наиболее близким аналогом, принятым за прототип, является насосно-эжекторная установка для добычи нефти из двух пластов одной скважины, содержащая спускаемые в скважину на колонне насосно-компрессорных труб электроприводной центробежный насос с силовым кабелем, жидкоструйный эжектор, соединенный входом в сопло с трубой, в которой установлен обратный клапан, и, по крайней мере, один пакер с кабельным вводом, разобщающий пласты скважины. На выходе центробежного насоса установлен ресивер, соединенный трубой с входом в сопло жидкоструйного эжектора, на выходе из ресивера установлен вышеупомянутый обратный клапан, а в канале подвода флюида из верхнего пласта скважины в приемную камеру эжектора установлен второй обратный клапан, при этом жидкоструйный эжектор выполнен с проходными сечениями сопла и камеры смешения прямо пропорциональными дебиту нижнего пласта и дебиту обоих пластов скважины соответственно. На колонне насосно-компрессорных труб может быть установлен дополнительный пакер с кабельным вводом на уровне выше канала подвода нефти из верхнего пласта скважины в приемную камеру жидкоструйного эжектора. (Патент RU №2550613 С2. Способ добычи флюида из двух пластов одной скважины и насосно-эжекторная установка для его осуществления. - МПК: Е21В 43/14, Е21В 43/12. - 10.05.2015).
Недостатком известных установок является образование газовой шапки из сопутствующего газа в подпакерной полости, который накапливается по мере добычи нефти и снижает динамический уровень пластовой жидкости в забое скважины, обнажая центробежный насос, что приводит к отключению установки, тем самым снижается эффективность эксплуатации установки и срок службы центробежного насоса.
Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является исключение в подпакерной полости образования газовой шапки, вызывающей сбои в работе центробежного насоса установки, путем отсоса сопутствующего газа из подпакерной полости непосредственно в колонну насосно-компрессорных труб при внутрискважинной перекачке жидкости из нижнего в верхний пласт скважины.
Техническим результатом является повышение надежности работы центробежного насоса установки при внутрискважинной перекачке жидкости в верхний пласт из нижнего пласта, особенно с повышенным содержанием сопутствующего газа.
Указанный технический результат достигается тем, что, в известной насосно-эжекторной установке для внутрискважинной перекачки жидкости из нижнего в верхний пласт, содержащей спускаемые в обсадную колонну скважины на колонне насосно-компрессорных труб электроприводной центробежный насос с силовым кабелем электропитания от станции управления, жидкоструйный эжектор, выполненный с проходными сечениями сопла и камеры смешения, прямо пропорциональными дебиту нижнего пласта, и пакеры с кабельным вводом, один из которых разобщает пласты в обсадной колонне скважины, согласно предложенному техническому решению,
жидкоструйный эжектор входом в сопло соединен патрубком с выходом центробежного насоса, а диффузором - со стволом нижнего пакера, разобщающего пласты в обсадной колонне скважины, и каналами подвода сопутствующего газа установлен на уровне верхней границы подпакерной полости, при этом верхний пакер установлен выше верхнего пласта и образует с нижним пакером межпакерную полость, сообщающуюся с верхним пластом скважины, причем в колонну насосно-компрессорных труб на уровне верхнего пласта вмонтирован фильтр, выше которого в колонне установлена заглушка, исключающая выброс пластовой жидкости на поверхность скважины и создающая дополнительное давление газо-жидкостной смеси в верхний пласт;
в колонну насосно-компрессорных труб между нижним пакером и фильтром встроен аварийный разъединитель колонны и силового кабеля;
нижний пакер выполнен импульсно-механическим;
верхний пакер выполнен с нажимным гидравлическим якорем с упором в нижний пакер;
электропривод центробежного насоса выполнен частотно-регулируемым;
электропривод центробежного насоса снабжен блоком телеметрии.
Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленной насосно-эжекторной установки для внутрискважинной перекачки жидкости из нижнего в верхний пласт, отсутствует. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».
Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения преобразования на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень».
Заявленное техническое решение испытано и реализовано на нефтяных скважинах. Следовательно, заявляемая насосно-эжекторная установка для внутрискважинной перекачки жидкости из нижнего в верхний пласт соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».
На фиг. 1 схематично представлена насосно-эжекторная установка для внутрискважинной перекачки жидкости из нижнего в верхний пласт.
Насосно-эжекторная установка для внутрискважинной перекачки жидкости из нижнего в верхний пласт содержит спускаемые в обсадную колонну скважины на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) 1 погружной электроприводной центробежный насос (ЭЦН) 2 с силовым кабелем 3 электропитания от станции управления 4, извлекаемый жидкоструйный эжектор 5, выполненный с проходными сечениями сопла 6 и камеры смешения 7, прямо пропорциональными дебиту нижнего пласта I, нижний импульсно-механический пакер 8, разобщающий нижний I и верхний II пласты в обсадной колонне скважины, и верхний пакер 9 с нажимным гидравлическим якорем 10 с упором в нижний пакер 8. Электропривод 11 ЭЦН 2 выполнен частотно-регулируемым и снабжен блоком телеметрии 12. Эжектор 5 соединен входом в сопло 6 с выходом ЭЦН 2 патрубком 13, а диффузором 14 - со стволом нижнего пакера 8, и расположен каналами 15 подвода сопутствующего газа, стравливаемого из подпакерной полости 16 в приемную камеру 17 на уровне верхней границы подпакерной полости 16. Верхний пакер 9 установлен выше верхнего пласта II и образует с нижним пакером 8 межпакерную полость 18, сообщающуюся с верхним пластом II. В колонну НКТ 1 на уровне верхнего пласта II скважины вмонтирован фильтр 19, выше которого в колонне НКТ 1 установлена заглушка 20, исключающая выброс пластовой жидкости на поверхность скважины и усиливающая рабочее давление скважинной жидкости в верхний пласт II и гидравлический якорь 10 для закрепления пакера 9. Установка выполнена с возможностью монтажа и демонтажа ее за два приема, для чего в колонну НКТ 1 между фильтром 19 и нижним пакером 8 встроен аварийный разъединитель 21 колонны НКТ 1 и силового кабеля 3.
Насосно-эжекторная установка для внутрискважинной перекачки жидкости из нижнего в верхний пласт работает следующим образом.
После монтажа насосно-эжекторной установки для внутрискважинной перекачки жидкости из нижнего в верхний пласт в стволе скважины путем соединения его нижней и верхней частей аварийным разъединителем 21 НКТ 1 и силового кабеля 3, со станции управления 4 включают работу погружного ЭЦН 2, подавая электропитание электроприводу 11 ЭЦН 2 по силовому кабелю 3. Погружной ЭЦН 2 начинает извлекать жидкость из нижнего пласта I и перекачивать с напором через патрубок 13 на вход в сопло 6, затем в приемную камеру 17 жидкоструйного эжектора 5. Часть сопутствующего газа из нижнего пласта I перетекает в подпакерную полость 16, из верхней части которой сопутствующий газ по каналам 15 стравливается в приемную камеру 17 жидкоструйного эжектора 5, исключая тем самым образование в подпакерной полости 16 газовой шапки. Под напором струи жидкости, создаваемой соплом 6, из приемной камеры 17 одновременно с жидкостью из подпакерной полости 16 в камеру смешения 7 поступает стравливаемый сопутствующий газ. Затем диффузором 14 жидкоструйного эжектора 5 газожидкостная смесь перемещается по колонне НКТ 1 в фильтр 19, из которого через межпакерную полость 18 газожидкостная смесь перекачивается в верхний пласт II скважины. Заглушка 20, установленная в колонне НКТ 1, исключает выброс пластовой жидкости на поверхность скважины и усиливает в колонне НКТ 1 рабочее давление скважинной жидкости, которое воздействует на гидравлический якорь 10 с упором в нижний пакер 8, усиливая закрепление верхнего пакера 9 в обсадной колонне скважины. Внутрискважинная перекачка газо-воздушной смеси из нижнего I в верхний II пласт осуществляется под контролем блока телеметрии 12 ЭЦН 2, который реагирует на давление, соответствующее уровню жидкости в подпакерной полости 16, сообщающейся с пластом I. По реакции блока телеметрии 12 сигнал передается по силовому кабелю 3 на станцию управления 4, последняя, при необходимости, изменяет частоту вращения приводного вала частотно-регулируемого электропривода 11 погружного ЭЦН 2. В процессе эксплуатации и при аварийных ситуациях, демонтаж установки выполняют также частями, разъединяя колонну НКТ 1 и силовой кабель 3 аварийным разъединителем 21.
Использование предложенной насосно-эжекторной установки для внутрискважинной перекачки жидкости из нижнего в верхний пласт позволит значительно повысит эффективность эксплуатации скважин на нефтедобывающих промыслах.
1. Насосно-эжекторная установка для внутрискважинной перекачки жидкости из нижнего в верхний пласт, содержащая спускаемые в обсадную колонну скважины на колонне насосно-компрессорных труб электроприводной центробежный насос с силовым кабелем электропитания от станции управления, жидкоструйный эжектор, выполненный с проходными сечениями сопла и камеры смешения, прямо пропорциональными дебиту нижнего пласта, и пакеры с кабельным вводом, один из которых разобщает пласты в обсадной колонне скважины, отличающаяся тем, что жидкоструйный эжектор входом в сопло соединен патрубком с выходом центробежного насоса, а диффузором - со стволом нижнего пакера, разобщающего пласты в обсадной колонне скважины, и каналами подвода сопутствующего газа установлен на уровне верхней границы подпакерной полости, при этом верхний пакер установлен выше верхнего пласта и образует с нижним пакером межпакерную полость, сообщающуюся с верхним пластом скважины, причем в колонну насосно-компрессорных труб на уровне верхнего пласта вмонтирован фильтр, выше которого в колонне установлена заглушка, исключающая выброс пластовой жидкости на поверхность скважины и создающая дополнительное давление газо-жидкостной смеси в верхний пласт.
2. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что в колонну насосно-компрессорных труб между фильтром и нижним пакером встроен аварийный разъединитель колонны и силового кабеля.
3. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что нижний пакер выполнен импульсно-механическим.
4. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что верхний пакер выполнен с нажимным гидравлическим якорем с упором в нижний пакер.
5. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что электропривод центробежного насоса выполнен частотно-регулируемым.
6. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что электропривод центробежного насоса снабжен блоком телеметрии.
