2 503 802(13) C1

РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ
(19)
RU
(11)
2 503 802
(13)
C1
(51) МПК
E21B 43/14
E21B 34/10
(2006.01)
(2006.01)
ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА
ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ
(12) ОПИСАНИЕ
ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ
(21)(22) Заявка: 2012132575/03, 30.07.2012
(24) Дата начала отсчета срока действия патента:
30.07.2012
(45) Опубликовано: 10.01.2014 Бюл. № 1
(73) Патентообладатель(и):
Валеев Марат Давлетович (RU)
Адрес для переписки:
450077, Республика Башкортостан, г.Уфа, ул.
Ленина, 72, кв.70, М.Д. Валееву
2 5 0 3 8 0 2
R U
(57) Реферат:
Изобретение
относится
к
нефтяной
промышленности и может быть применено при
одновременно-раздельной эксплуатации
скважин, оборудованных
электроцентробежными
или
штанговыми
насосами. Скважинная насосная установка
включает
погружной
насос,
патрубок,
подвешенный снизу к электродвигателю,
имеющий проходные окна в верхней части,
телескопический разъем и проходящий через
пакер, разобщающий верхний и нижний
продуктивные
пласты,
трубку
малого
диаметра, сообщающую внутреннюю полость
патрубка
с
дневной
поверхностью,
геофизический кабель, проходящий снаружи
установки в полость патрубка, глубинные
приборы. При этом в патрубке ниже
проходных окон
размещена камера с
сильфоном, внутренняя полость которого
сообщена с трубкой малого диаметра, а
наружная сторона днища заканчивается
запорным
клапаном,
выполненным
с
возможностью перекрытия посадочного седла
в нижней части камеры. Кроме того, внутри
камеры размещены глубинные приборы,
соединенные с геофизическим кабелем. Причем
один из них сообщен с внешней стороной
камеры для замера давления в стволе
скважины, а другой сообщен с внутренней
полостью камеры для замера давления и
влагосодержания нефти нижнего пласта.
Технический
результат
заключается
в
упрощении
и
повышении
надежности
установки, а также обеспечении возможности
измерения параметров одновременной работы
обоих пластов. 1 ил.
Ñòð.: 1
ru
C 1
C 1
(54) СКВАЖИННАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ
ДОБЫЧИ НЕФТИ
2 5 0 3 8 0 2
(56) Список документов, цитированных в отчете о
поиске: RU 2443852 C2, 27.02.2012. RU 2059796 C1,
10.05.1996. RU 2297521 C1, 20.04.2007. RU
85546 U1, 10.08.2009. US 4839644 A, 13.06.1989.
R U
Приоритет(ы):
(22) Дата подачи заявки: 30.07.2012
(72) Автор(ы):
Валеев Марат Давлетович (RU),
Костилевский Валерий Анатольевич (RU),
Медведев Петр Викторович (RU),
Шаньгин Евгений Сергеевич (RU),
Зарипов Ринат Раисович (RU),
Фахриев Артур Рамильевич (RU)
C 1
C 1
2 5 0 3 8 0 2
2 5 0 3 8 0 2
R U
R U
Ñòð.: 2
RUSSIAN FEDERATION
(19)
RU
(11)
2 503 802
(13)
C1
(51) Int. Cl.
E21B 43/14
E21B 34/10
(2006.01)
(2006.01)
FEDERAL SERVICE
FOR INTELLECTUAL PROPERTY
(12) ABSTRACT
OF INVENTION
(24) Effective date for property rights:
30.07.2012
Priority:
(22) Date of filing: 30.07.2012
(45) Date of publication: 10.01.2014 Bull. 1
(73) Proprietor(s):
Valeev Marat Davletovich (RU)
2 5 0 3 8 0 2
R U
(57) Abstract:
FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: down-hole pump station includes
bottom-hole pump, pipe branch attached to electric
motor from below and having through holes at the top
part, telescope-type connection and going through
packer, disconnecting top and bottom productive
formations, tube of small diameter connecting the
pipe branch internal cavity to surface, geophysical
cable routed outside the station into pipe branch
cavity, bottom-hole devices. Note that in the pipe
branch below the through holes there is a chamber
with bellows, the internal cavity of which is
connected to the small diameter tube and bottom
external side ends with shutoff valve capable of seat
pocket closing in chamber bottom part. Note that
inside the chamber there are the bottom-hole devices
connected to the geophysical cable. Note that one of
them is connected to the chamber external side for
pressure measurement in well shaft and the other is
connected to the chamber internal cavity for pressure
and moisture content measurement of bottom bed oil.
EFFECT: station simplification and reliability
increase, provision of possibility to measure
parameters of simultaneous operation of both beds.
1 dwg
C 1
C 1
(54) DOWN-HOLE PUMP STATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATED OIL PRODUCTION
Ñòð.: 3
en
2 5 0 3 8 0 2
Mail address:
450077, Respublika Bashkortostan, g.Ufa, ul.
Lenina, 72, kv.70, M.D. Valeevu
R U
(72) Inventor(s):
Valeev Marat Davletovich (RU),
Kostilevskij Valerij Anatol'evich (RU),
Medvedev Petr Viktorovich (RU),
Shan'gin Evgenij Sergeevich (RU),
Zaripov Rinat Raisovich (RU),
Fakhriev Artur Ramil'evich (RU)
(21)(22) Application: 2012132575/03, 30.07.2012
RU 2 503 802 C1
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано
при одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) скважин, оборудованных
электроцентробежными или штанговыми насосами.
К основным параметрам контроля за эксплуатацией скважин при разработке
нефтяных месторождений относятся пластовое и забойное давления, дебит и
обводненность пластовой жидкости.
Известно, что для одновременно-раздельной добычи нефти из пластов
применяются установки скважинных электроцентробежных (УЭЦН) насосов,
позволяющие осуществлять отбор жидкостей из продуктивных горизонтов, между
которыми устанавливается пакер /1/. Установка оснащается дополнительной секцией
рабочих колес, расположенной под погружным электродвигателем (ПЭД).
Дополнительная секция откачивает нефть нижнего пласта и направляет в надпакерное
пространство, откуда в смеси с продукцией верхнего пласта поступает в приемный
модуль насоса. Недостатком устройства является возможный срыв работы
дополнительной секции насоса из-за полного отсутствия сепарации газа на его приеме.
Кроме этого, устройство имеет сложную конструкцию с дополнительной
гидрозащитой погружного двигателя и не позволяет производить измерение
параметров работы продуктивных пластов.
Известна также установка ОРЭ в скважинах с УЭЦН, в которой в качестве пакера
используется замковая опора, расположенная непосредственно над приемным
модулем установки /2/. Установка также имеет сложную конструкцию, не
позволяющую осуществлять спуск геофизических приборов под насос, а также
подвержена срыву подачи из-за отсутствия сепарации газа из продукции нижнего
пласта.
Наиболее близкой к предлагаемому изобретению является установка для
периодической раздельной добычи нефти из двух пластов /3/.
В скважине устанавливаются два пакера, отсекающих верхний продуктивный
пласт. Жидкости нижнего и верхнего пластов поступают в переключатель пластов,
подключающий поочередно пласты к приему насоса. Переключение производится с
помощью сжатого газа, поступающего по трубке малого диаметра с устья скважины
к подпружиненному поршню. Давление газа отжимает поршень, создавая канал для
поступления продукции верхнего пласта. Сброс давления в трубе малого диаметра
после проведения измерений за счет пружины возвращает поршень в исходное
положение, при котором в насос поступает продукция нижнего пласта. Далее
производят измерения параметров работы нижнего пласта.
Установка имеет сложную двухпакерную конструкцию подземного оборудования и
может откачивать в каждый период жидкость только одного пласта: верхнего или
нижнего.
Известен также телескопический разъем (герметичная пара трения),
устанавливаемый между пакером и насосом на патрубке, который позволяет снижать
нагрузки на корпус насоса при посадке пакера, а также в рабочем состоянии /4/.
Целью предлагаемого изобретения является упрощение и повышение надежности
установки, а также обеспечение возможности измерения параметров одновременной
работы обоих пластов.
Постоянная цель достигается тем, что в известной установке, включающей
погружной насос, патрубок, подвешенный снизу к электродвигателю, имеющий
проходные окна в верхней части, телескопический разъем и проходящий через пакер,
разобщающий верхний и нижний продуктивные пласты, трубку малого диаметра,
Ñòð.: 4
DE
RU 2 503 802 C1
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
сообщающую внутреннюю полость патрубка с дневной поверхностью, геофизический
кабель, проходящий снаружи установки в полость патрубка, глубинные приборы, в
патрубке ниже проходных окон размещена камера с сильфоном, внутренняя полость
которого сообщена с трубкой малого диаметра, а наружная сторона днища
заканчивается запорным клапаном, выполненным с возможностью перекрытия
посадочного седла в нижней части камеры, а внутри камеры размещены глубинные
приборы, соединенные с геофизическим кабелем, причем один из них сообщен с
внешней стороной камеры для замера давления в стволе скважины, а другой сообщен
с внутренней полостью камеры для замера давления и влагосодержания нефти
нижнего пласта.
На чертеже представлена схема предлагаемой скважинной насосной установки.
В скважину 1 спущен центробежный насос 2 с погружным электродвигателем 3.
Электродвигатель соединен с патрубком 4, имеющим телескопическую пару,
состоящую из цилиндра 5 и плунжера 6. Патрубок 4 проходит через пакер 7 и имеет
камеру 8, в которой размещен сильфон 9 с запорным клапаном 10 и посадочным
седлом 11. Внутренняя полость сильфона 9 через трубу малого диаметра 12 сообщена
с дневной поверхностью и на устье имеет кран 13. В камере 8 размещены глубинные
приборы 14 и 15, сообщенные с силовым шкафом 16 геофизическим кабелем 17.
Глубинный прибор 14 сообщен с внешней стороной камеры 8 и замеряет давление, а
прибор 15 сообщен с внутренней полостью камеры и замеряет давление и
влагосодержание (обводненность) нефти. При необходимости оба прибора могут
быть оснащены термометрами для измерения температуры пластовых жидкостей. В
верхней части патрубка 4 выполнены окна 18 для выхода жидкости. Питание
электродвигателя подается через кабель 19, который также на устье проведен к
силовому шкафу 16. Пакер 7 разобщает верхний 20 и нижний 21 продуктивные пласты.
Насос 2 подвешен в скважине на колонне насосно-компрессорных труб 22.
Работа насосной установки состоит в следующем.
После посадки в скважину 1 пакера 7 с нижней частью патрубка 4 и цилиндром 5
телескопического разъема осуществляют спуск насосной установки 2 с верхней частью
патрубка 4, камерой 8 и плунжером 6, который входит в цилиндр 5 и образует
герметичную скользящую пару, компенсирующую вибрацию установки, а также спуск
и подъем насосной установки без посадки и последующего срыва пакера. В качестве
телескопического разъема используется цилиндр и плунжер обычного штангового
насоса без обоих клапанов. Вместе с установкой в скважину снаружи колонны труб 22
и насоса 2 спускается трубка малого диаметра 12 и геофизической кабель 17.
Спуск насосной установки производится на глубину, достаточную для отбора
жидкости нижнего пласта 21. После запуска насоса 2 в работу продукция верхнего
пласта 20 поступает непосредственно на прием насоса. Продукция нижнего пласта 21
входит в патрубок 4, проходит через открытое посадочное седло 11 и далее через
окна 18 поступает на прием насоса 2, смешиваясь с жидкостью верхнего пласта 20. На
дневной поверхности в этот период измеряются общий дебит скважины и
обводненность нефти.
В этот же период производится запись давлений 14 и 15 соответственно с внешней
стороны камеры 8 и внутри камеры. Запись давления датчиком 15 позволяет по
известным плотностям жидкостей рассчитать забойное давление нижнего пласта 21, а
датчиком 14 - верхнего пласта 20. Одновременно прибор 15 регистрирует
обводненность нефти нижнего пласта 21.
Для раздельного определения дебита и обводненности обоих пластов, а также
Ñòð.: 5
RU 2 503 802 C1
5
10
15
20
пластовых давлений периодически производится отключение нижнего пласта 21. Для
этого при открытой задвижке 13 производится подача сжатого инертного газа
(например, азота) под давлением в трубку малого диаметра 12. Появившийся избыток
давления во внутренней полости сильфона 9 заставит его удлиниться и клапаном 10
перекрыть посадочное седло 11. Давление подаваемого газа на период исследований
не снижается. Его величина должна превосходить сумму гидростатического давления
жидкости над камерой 8 и давления газа над уровнем жидкости в затрубном
пространстве.
После перекрытия нижнего пласта 21 производят остановку УЭЦН. При этом
продукция верхнего пласта 20 будет продолжать поступать в скважину, повышая
давление с внешней стороны камеры 8 и уровень жидкости в затрубном пространстве.
Постепенно поступление жидкости пласта 20 прекратится и давление на его забое
достигает пластового значения. Глубинный прибор 14 запишет при этом кривую
восстановления пластового давления, по которой при известной плотности пластовой
жидкости рассчитывается пластовое давление пласта 20.
Дебит верхнего пласта 20 рассчитывается объемным методом путем измерения
динамического уровня жидкости в скважине сразу после остановки оборудования и в
первые 15 мин после остановки насоса. Располагая значениями изменения
динамического уровня жидкости Н за 15 мин после остановки, внутренним диаметром
эксплуатационной колонны Д1 и внешним диаметром насосно-компрессорных труб
Д2 дебит пласта рассчитывается:
25
30
После перекрытия пласта 21 и остановки насоса глубинный прибор 15 также будет
производить запись кривой восстановления давления, по которой аналогично будет
определено пластовое давление пласта 21.
После восстановления давлений в пластах 20 и 21 производят стравливание
давления в трубке малого диаметра 12 до атмосферного значения и насос 2 запускают
в работу. Давление пласта 21 сожмет сильфон 9, приподнимая клапан 10, и продукция
пласта 21 начнет поступать в скважину.
В расчетах дебит нижнего пласта Q2 определяется:
35
QC - общий дебит скважины, замеренный на поверхности.
Дебиты воды пластов 20 и 21 рассчитываются:
40
45
50
где В - влагосодержание пласта 21 (дол.ед.), замеренное прибором 14.
где QB - дебит воды, замеренный на поверхности.
Предложенное техническое решение может быть использовано и для скважин,
оборудованных штанговыми насосами.
Технико-экономическим преимуществом заявляемого решения является простота,
надежность оборудования и достаточного высокая точность определения параметров
работы пластов.
Литература
1. Патент РФ №69146 на полезную модель. Установка для одновременнораздельной эксплуатации двух пластов. Заявл. 13.04.2006. Опубл. 10.12.2007. БИ №34.
2. Патент РФ №73391 на полезную модель. Скважинная установка
электроцентробежного насоса для одновременно-раздельной добычи нефти.
Ñòð.: 6
RU 2 503 802 C1
5
10
15
20
Заявл.06.12.2007. Опубл. 20.05.2008. БИ №14.
3. Патент РФ №2443852. Установка для периодической раздельной добычи нефти из
двух пластов. Заявл. 05.04.2010.
4. Патент РФ №74163 на полезную модель. Скважинная насосная установка для
одновременно-раздельной добычи нефти. Заявл. 06.12.2007. Опубл. 20.06.2008. БИ №17.
Формула изобретения
Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти,
включающая погружной насос, патрубок, подвешенный снизу к электродвигателю,
имеющий проходные окна в верхней части, телескопический разъем и проходящий
через пакер, разобщающий верхний и нижний продуктивные пласты, трубку малого
диаметра, сообщающую внутреннюю полость патрубка с дневной поверхностью,
геофизический кабель, проходящий снаружи установки в полость патрубка,
глубинные приборы, отличающаяся тем, что в патрубке ниже проходных окон
размещена камера с сильфоном, внутренняя полость которого сообщена с трубкой
малого диаметра, а наружная сторона днища заканчивается запорным клапаном,
выполненным с возможностью перекрытия посадочного седла в нижней части
камеры, а внутри камеры размещены глубинные приборы, соединенные с
геофизическим кабелем, причем один из них сообщен с внешней стороной камеры для
замера давления в стволе скважины, а другой сообщен с внутренней полостью камеры
для замера давления и влагосодержания нефти нижнего пласта.
25
30
35
40
45
50
Ñòð.: 7
CL