Патент на изобретение №2315175

(54) УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТОВ СКВАЖИНЫ

(57) Реферат:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины. Обеспечивает повышение оперативности контроля добычи нефти и реагирования на изменение параметров пластов. Сущность изобретения: на нижнем конце колонны труб размещены насос и хвостовик с глубинным прибором внутри и пакером снаружи. В качестве насоса применен насос двойного действия. Пакер установлен на хвостовике между пластами. Глубинный прибор размещен внутри хвостовика вблизи пакера. Глубинный прибор снабжен электронным блоком, подводом электрической энергии по кабелю с поверхности и с последовательно расположенными в потоке жидкости датчиками влажности, давления, температуры и расхода и датчиком давления с возможностью замера давления снаружи хвостовика над пакером. Датчик влажности и расхода отнесены друг от друга на расстояние, обеспечивающее отсутствие влияния датчика расхода на работу датчика влажности. Датчик расхода установлен в сужении стенок канала прохода жидкости. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины.

Известно устройство для добычи нефти, включающее две колонны труб, связанных с одной стороны с выкидным трубопроводом, с другой стороны с насосом, содержащим корпус, в котором размещены два поршня, жестко связанных между собой штоком, проходящим через разобщающий элемент, разделяющий насос на две секции, содержащих по одной приводной и насосной камере с клапанами. Клапаны размещены в разобщающем элементе с возможностью взаимодействия с движущимися элементами насоса посредством толкателя и упора, размещенного на штоке. На корпусе насоса размещен пакер, разделяющий скважину на две части (номер публикации 95113951/03, вид документа А, дата публикации 1997.08.10, страна публикации RU, основной индекс МПК Е21В 43/00).

Известное устройство использует две колонны насосно-компрессорных труб, что усложняет и удорожает добычу нефти.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является установка для эксплуатации пластов скважины, включающая спущенную в ствол скважины колонну труб, оснащенную пакером для разобщения пластов, хвостовиком со съемными клапанами для потока добываемой среды, разъединителем для отсоединения и герметичного повторного соединения колонны труб с посаженым пакером, ниппелем, насосом, фильтром. Насос соединен с пакером ниже себя. Фильтр установлен ниже пакера. В ниппеле съемные клапаны выполнены в виде глубинного прибора для измерения физических параметров потока среды (номер публикации 2004101186/03, вид документа А, дата публикации 2005.06.20, страна публикации RU, основной индекс МПК Е21В 33/12 – прототип).

Известная установка позволяет отбирать нефть из разных пластов скважины по одной колонне труб. Однако установка не позволяет оперативно реагировать на изменения, происходящие в пластах: изменение дебита, обводненности, давления, температуры.

В предложенном изобретении решается задача повышения оперативности контроля добычи нефти и реагирования на изменение параметров пластов.

Задача решается тем, что в устройстве для одновременной эксплуатации нефтенасыщенных пластов скважины, включающем колонну труб, пакер, хвостовик, насос и глубинный прибор, согласно изобретению, на нижнем конце колонны труб размещены насос и хвостовик с глубинным прибором внутри и пакером снаружи, в качестве насоса применен насос двойного действия, пакер установлен на хвостовике между пластами, глубинный прибор размещен внутри хвостовика вблизи пакера, глубинный прибор снабжен электронным блоком, подводом электрической энергии по кабелю с поверхности и с последовательно расположенными в потоке жидкости датчиками влажности, давления, температуры и расхода и датчиком давления с возможностью замера давления снаружи хвостовика над пакером, датчик влажности и расхода отнесены друг от друга на расстояние, обеспечивающее отсутствие влияния датчика расхода на работу датчика влажности, а датчик расхода установлен в сужении стенок канала прохода жидкости.

Сущность изобретения

При наличии двух нефтенасыщенных пластов в добывающей скважине применяют одновременно-раздельную их эксплуатацию. Одним насосом двойного действия отбирают нефть из обоих пластов одновременно. При этом достаточно хорошо определяют эксплуатационные свойства верхнего пласта и практически не имеют информации о нижнем пласте. При эксплуатации обоих пластов со временем меняются свойства пластов по дебиту, обводненности нефти, пластовому давлению, реже по температуре. Эти изменения практически не определяют или определяют косвенными методами через весьма длительные промежутки времени. В течение этого времени эксплуатацию пластов ведут, основываясь на искаженных временем данных. Это ведет к неравномерному или к нерациональному отбору нефти из пластов, нарушению разработки месторождения в целом. В предложенном изобретении решается задача повышения оперативности контроля добычи нефти и реагирования на изменение параметров пластов. Задача решается следующим образом.

Оборудуют нефтедобывающую скважину, вскрывшую два продуктивных пласта. В скважину спускают колонну труб. На нижнем конце колонны труб размещают насос двойного действия и хвостовик с глубинным прибором внутри и пакером снаружи. Насос двойного действия способен откачивать нефть с разных уровней скважины. Пакер устанавливают на хвостовике между пластами. Пакер разъединяет пространство скважины между продуктивными пластами. Глубинный прибор размещают внутри хвостовика вблизи пакера. Глубинный прибор снабжают электронным блоком и последовательно расположенными в потоке жидкости датчиками влажности, давления, температуры, расхода и датчиком давления с возможностью замера давления снаружи хвостовика над пакером. Таким образом, в потоке жидкости из нижнего пласта удается определять влажность (обводненность нефти), расход, температуру и давление. На этой же глубине за счет другого датчика давления определяют давление в скважине выше пакера, а, следовательно, после коррекции данных на глубину определяют точное давление нижнего и верхнего продуктивного пласта. Датчики влажности и расхода отнесены друг от друга на расстояние, обеспечивающее отсутствие влияния датчика расхода на работу датчика влажности, что необходимо для достижения точности определений. Датчик расхода установлен в сужении стенок канала прохода жидкости, что также повышает точность его работы.

Электроэнергию для работы глубинного прибора подводят с поверхности по кабелю.

На чертеже представлено заявленное устройство для одновременной эксплуатации нефтенасыщенных пластов скважины.

Устройство включает спущенные в обсадную колонну скважины 1 колонну труб 2, на нижнем конце которой размещены насос 3 и хвостовик 4 с глубинным прибором 5 внутри и пакером 6 снаружи. Хвостовик 4 опущен до нижнего продуктивного пласта 7. Глубинный прибор 5 размещен внутри хвостовика 4 вблизи пакера 6. Глубинный прибор снабжен электронным блоком 8 и последовательно расположенными в потоке жидкости датчиками влажности 9, давления 10, температуры 11 и расхода 12 и датчиком давления 13 с возможностью замера давления снаружи хвостовика 4 над пакером 6. Датчик влажности 9 и расхода 12 отнесены друг от друга на расстояние, обеспечивающее отсутствие влияния датчика расхода 12 на работу датчика влажности 9. Датчик расхода 12 установлен в сужении 14 стенок канала прохода жидкости. Подвод электрической энергии выполнен по кабелю 15.

В качестве насоса применен насос двойного действия, состоящий из корпуса 3, плунжера 16, приемного клапана 17, нагнетательного клапана 18, бокового отверстия 19 в корпусе 3, соединенного с корпусом 20 бокового приемного клапана 21. Боковой приемный клапан 21 размещен выше нижнего продуктивного пласта 7 и пакера 6 по возможности вблизи верхнего продуктивного пласта 22. Плунжер 16 подвешен на колонне штанг 23. Боковое отверстие 19 выполнено на высоте, равной части хода плунжера 16.

Устройство работает следующим образом.

При ходе колонны штанг 23 вверх и соответственно плунжера 16 из нижнего положения закрывается нагнетательный клапан 18, открывается приемный клапан 17 и нефть поступает из нижнего продуктивного пласта 6 через глубинный прибор 5 и хвостовик 4 в полость под плунжером 16. Отверстие 19 при этом перекрыто плунжером 16. После прохождения плунжером 16 отверстия 19 полость под плунжером 16 сообщается с полостью корпуса 20 бокового приемного клапана 21. Под действием давления верхнего продуктивного пласта 22, превышающего давление нижнего продуктивного пласта 7, жидкость из верхнего продуктивного пласта 22 открывает приемный клапан 21, поступает в полость под плунжером 16, закрывает приемный клапан 17 и заполняет полость под движущимся вверх плунжером 16.

При ходе колонны штанг 23 вниз открывается нагнетательный клапан 18 плунжера 16, закрываются приемные клапаны 21 и 17 и происходит наполнение нефтью плунжера и пространства над плунжером.

При ходе плунжера 16 вверх жидкость из нижнего продуктивного пласта 7 проходит через глубинный прибор 5, где происходит замер обводненности посредством датчика 9, давления нижнего продуктивного пласта 7 посредством датчика 10, температуры жидкости из нижнего продуктивного пласта посредством датчика 11 и расхода из нижнего продуктивного пласта посредством датчика 12. Датчиком давления 13 производится замер давления снаружи хвостовика 4 над пакером 6. После пересчета на глубину вычисляются пластовые давления верхнего продуктивного пласта 22 и нижнего продуктивного пласта 7.

По разности показаниям давлений от датчиков 10 и 13 определяют герметичность пакера 6. При равенстве или близости этих давлений делают вывод о негерметичности пакера 6.

В случае превышения пластового давления нижнего продуктивного пласта 7 над верхним продуктивным пластом 22 схему насоса 3 меняют, ниже насоса 3 ставят непроницаемую перемычку, перфорируют хвостовик 4 между насосом 3 и перемычкой, а корпус 20 сообщают с пространством под перемычкой.

Более полную картину по расходам и температурам пластов получают, проводя дополнительные определения на устье скважины.

С помощью заявленного устройства возможно проводить измерения периодически или непрерывно, что повышает оперативность контроля добычи нефти. Своевременное определение изменений параметров добываемой нефти из разных пластов позволяет своевременно реагировать и вносить изменения в работу скважины.

Применение предложенного устройства позволит повысить оперативность контроля добычи нефти и реагирования на изменение параметров пластов.

Формула изобретения

Устройство для одновременной эксплуатации нефтенасыщенных пластов скважины, включающее колонну труб, пакер, хвостовик, насос и глубинный прибор, отличающееся тем, что на нижнем конце колонны труб размещены насос и хвостовик с глубинным прибором внутри и пакером снаружи, в качестве насоса применен насос двойного действия, пакер установлен на хвостовике между пластами, глубинный прибор размещен внутри хвостовика вблизи пакера, глубинный прибор снабжен электронным блоком, подводом электрической энергии по кабелю с поверхности и с последовательно расположенными в потоке жидкости датчиками влажности, давления, температуры и расхода и датчиком давления с возможностью замера давления снаружи хвостовика над пакером, датчик влажности и расхода отнесены друг от друга на расстояние, обеспечивающее отсутствие влияния датчика расхода на работу датчика влажности, а датчик расхода установлен в сужении стенок канала прохода жидкости.

РИСУНКИ