СПОСОБ ОСВОЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН Российский патент 2019 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к области добычи углеводородов, а именно к погружным насосным установкам для эксплуатации скважин, в скважинах с большим расстоянием от погружного насоса до интервала перфорации, в горизонтальных скважинах и хвостовиках, в том числе с большим газовым фактором.

Известна установка для эксплуатации пластов в скважине, (аналог) (1), патент RU 90121 U1 Е21В 43/14, дата подачи заявки 29.12.2008, опубликовано 27.12.2009, включающая электропогружной насос с кожухом, сообщенным с хвостовиком и замыкающимся на входном узле насоса, двигатель которого оснащен датчиком, как минимум одним пакером, разделяющим скважину на зоны пластов. Хвостовик оснащен как минимум одним каналом, который сообщен соответствующей зоной скважины с установленным по необходимости штуцером, регулирующим производительность соответствующего пласта. Верхний пакер установлен над верхним пластом и оснащен сверху технологическим патрубком, оснащенным расположенным выше центрирующим расширением с внутренним герметизирующим узлом. Кожух снизу оснащен полым плунжером, выполненным с возможностью при взаимодействии герметичной фиксации в герметизирующем узле. При наличии нарушений в скважине выше центрирующего расширения, под ним на технологическом патрубке может быть установлена самоуплотняющаяся эластичная манжета, пропускающая в скважине только снизу вверх. Недостатком является невозможность использования в скважинах с большим газовым фактором, с пакером, перекрывающим выход газа на устье скважины. Известен способ добычи нефти из горизонтальных скважин, (аналог) (2), патент РФ №2034132 Е21В 43/00, дата подачи заявки 10.03.1992, опубликовано 30.04.1995. Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для добычи нефти из горизонтальных нефтяных скважин, имеющих низкие динамические уровни. Для снижения аварийности глубинно-насосного оборудования ниже точки начала отклонения основного ствола горизонтальной скважины бурят вертикальный ствол, а глубинный насос размещают в вертикальном стволе. Пластовая жидкость после запуска насоса из горизонтального ствола скважины поступает на прием насоса сверху. Недостатками являются невозможность использования на глубинах, превышающих допустимые для электропогружного насоса, на зауженных в нижней части скважинах из-за габаритного диаметра кожуха насоса и на скважинах, имеющих нарушения выше пласта.

Известен способ применения электроцентробежного насоса в герметичном кожухе с мультифазным насосом и пакером, (прототип) (3), патент RU №2620667 C1 Е21В подачи заявки 15.12.2015, опубликовано: 29.05.2017. В скважине ниже негерметичного участка эксплуатационной колонны, либо над верхним интервалом перфорации устанавливают пакер, либо двухпакерную компоновку, между электроцентробежным насосом и входным модулем устанавливается секция мультифазного насоса, а погружной электродвигатель с гидрозащитой, охлаждаемый перекачиваемой жидкостью, снабжен наружным герметизирующим кожухом, который герметично соединен с входным модулем электроцентробежного насоса и выполнен с возможностью изолирования приема насоса от межтрубного пространства и гидравлического соединения его с полостью колонны труб с отсекающим пакером ниже насоса при помощи патрубка с уплотнительными элементами. К герметичному кожуху присоединяют хвостовик из насосно-компрессорных труб, собранную компоновку спускают в скважину до глубины установки верхнего пакера или двухпакерной компоновки, после чего разгрузкой производят герметичную стыковку хвостовика с пакером, запускают скважину в работу с обеспечением поступления жидкости из под пакера через хвостовик, внутреннюю полость герметизирующего кожуха, входной модуль и мультифазный насос в электроцентробежный насос. Недостатком способа является неэффективность использования для добычи пластового флюида в горизонтальных скважинах и в скважинах с большим расстоянием от погружного насоса до интервала перфорации. Технической задачей решаемой способом освоения и эксплуатации скважин является повышение эффективности технологии добычи пластового флюида в горизонтальных скважинах и хвостовиках, в скважинах с большим расстоянием от погружного насоса до интервала перфорации, в том числе в скважинах с большим газовым фактором. Технический результат, достигаемый изобретением, решается предлагаемым способом освоения и эксплуатации скважин, при котором предварительно в скважине ниже глубины установки электроцентробежного насоса в герметичном кожухе, на якоре-трубодержателе, содержащем полированную втулку, установлен хвостовик из насосно-компрессорных труб. Длину хвостовика подбирают таким образом, чтобы расстояние от головы хвостовика с якорем-трубодержателем и полированной втулкой до технологически допустимой глубины установки электроцентробежного насоса составляло 10-50 м. К герметичному кожуху электроцентробежного насоса присоединен отдельный хвостовик из насосно-компрессорных труб длиной 10-50 м, который в нижней части содержит ниппель для герметичного соединения с полированной втулкой якоря-трубодержателя. Применение способа позволяет повысить эффективность технологии добычи пластового флюида в горизонтальных скважинах и хвостовиках, в скважинах с большим расстоянием от погружного насоса до интервала перфорации, за счет возможности установки хвостовика из насосно-компрессорных труб большой протяженности, так как основная нагрузка от веса хвостовика приходится на якорь-трубодержатель. Сущность изобретения заключается в том, что при использовании способа освоения и эксплуатации скважин, в скважинах с большим газовым фактором между электроцентробежным насосом и входным модулем установлена секция мультифазного насоса, а погружной электродвигатель с гидрозащитой, охлаждаемый перекачиваемой жидкостью, снабжен наружным герметизирующим кожухом, который герметично соединен с входным модулем электроцентробежного насоса и выполнен с возможностью изолирования приема насоса от межтрубного пространства и гидравлического соединения его с полостью колонны труб хвостовика, герметично соединенного с нижней частью герметичного кожуха. Согласно изобретения предварительно в скважине, ниже глубины установки электроцентробежного насоса в герметичном кожухе, на якоре-трубодержателе, содержащем полированную втулку, установлен хвостовик из насосно-компрессорных труб. Длину хвостовика подбирают таким образом, чтобы расстояние от головы хвостовика с якорем-трубодержателем и полированной втулкой до технологически допустимой глубины установки электроцентробежного насоса составляло 10-50 м. Хвостовик может быть комбинированным, и в горизонтальной части скважины выполнен из легкоразбуриваемых материалов, например стеклопластика или алюминия, с аварийно-разъединительным узлом между его частями для разъединения в аварийных ситуациях и возможности разбуривания. К герметичному кожуху электроцентробежного насоса присоединен отдельный хвостовик из насосно-компрессорных труб длиной 10-50 м, который в нижней части содержит ниппель для герметичного соединения с полированной втулкой якоря-трубодержателя. Корпус якоря-трубодержателя не имеет плотного прилегания к внутренней поверхности эксплуатационной колонны за исключением плашек и свободно пропускает скважинную жидкость и газ в зазоре между корпусом и стенками эксплуатационной колонны. Собранную компоновку спускают в скважину до глубины установки якоря-трубодержателя, после чего разгрузкой производят герметичную стыковку хвостовика с ниппелем в полированной втулке якоря-трубодержателя, запускают скважину в работу с обеспечением поступления жидкости через хвостовик горизонтальной части скважины, хвостовик, присоединенный к якорю-трубодержателю, хвостовик с ниппелем, внутреннюю полость герметичного кожуха, входной модуль и мультифазный насос в электроцентробежный насос. Предлагаемый способ освоения и эксплуатации скважин позволяет повысить эффективность технологии добычи пластового флюида в горизонтальных скважинах и хвостовиках, в скважинах с большим расстоянием от погружного насоса до интервала перфорации, за счет возможности установки хвостовика из насосно-компрессорных труб большой протяженности, так как основная нагрузка от веса хвостовика приходится на якорь-трубодержатель, в том числе в скважинах с большим газовым фактором, стабилизирует работу оборудования, устраняет скопление газа в межтрубном пространстве и возможность захвата его электроцентробежным насосом, приводящее к срыву рабочего режима электроцентробежного насоса, улучшает охлаждение погружного электродвигателя. Нерастворенный газ не сбрасывается в затрубное пространство, а за счет газлифтного эффекта в насосно-компрессорных трубах увеличивает напор и КПД электроцентробежного насоса.

На чертеже изображена компоновка, поясняющая способ освоения и эксплуатации скважин.

При использовании способа освоения и эксплуатации скважин работу производят следующим образом.

При первой спуско-подъемной операции, в скважине, ниже глубины установки электроцентробежного насоса 16 с погружным электродвигателем 12 в герметичном кожухе 11 на 10-50 метров, в эксплуатационной колонне 18 установлен якорь-трубодержатель 7, содержащий полированную втулку 8, к которому присоединен переводник 6, комбинированный хвостовик из насосно-компрессорных труб 5 и 2, в горизонтальной части скважины 4 выполненный из легкоразбуриваемых материалов, например стеклопластика или алюминия, с аварийно-разъединительным узлом 3 между его частями 5 и 2 для разъединения в аварийных ситуациях и возможности разбуривания, на конце которого установлен фильтр 1. Затем вторым этапом на колонне труб 17 спускается в последовательности снизу вверх хвостовик из насосно-компрессорных труб 10, длиной 10-50 метров, с ниппелем 9, присоединенный к герметичному кожуху 11, герметичный кожух 11 с установленными в нем гидрозащитой 13 и погружным электродвигателем 12, входной модуль 14 с герметичным соединением с герметичным кожухом 11 и герметичным каналом линии питания погружного электродвигателя (на чертеже не показано), мультифазный насос 15, электроцентробежный насос 16. Собранная компоновка спускается в скважину до глубины установки якоря-трубодержателя 7, после чего разгрузкой производят герметичную стыковку хвостовика 10 с ниппелем 9 в полированной втулке 8 якоря-трубодержателя 7, запускают скважину в работу с обеспечением поступления жидкости через хвостовик 2 горизонтальной части скважины, хвостовик 5, присоединенный к якорю-трубодержателю 7, хвостовик 10 с ниппелем 9, внутреннюю полость герметичного кожуха 11, входной модуль 14 и мультифазный насос 15 в электроцентробежный насос 16. Новым является то, что предварительно в скважине, ниже глубины установки электроцентробежного насоса в герметичном кожухе, на якоре-трубодержателе, содержащем полированную втулку, установлен хвостовик из насосно-компрессорных труб. Длину хвостовика подбирают таким образом, чтобы расстояние от головы хвостовика с якорем-трубодержателем и полированной втулкой до технологически допустимой глубины установки электроцентробежного насоса составляло 10-50 м. Хвостовик может быть комбинированным, и в горизонтальной части скважины выполнен из легкоразбуриваемых материалов, например стеклопластика или алюминия, с аварийно-разъединительным узлом между его частями, для разъединения в аварийных ситуациях и возможности разбуривания. К герметичному кожуху электроцентробежного насоса присоединен отдельный хвостовик из насосно-компрессорных труб длиной 10-50 м, который в нижней части содержит ниппель для герметичного соединения с полированной втулкой якоря-трубодержателя. Корпус якоря-трубодержателя не имеет плотного прилегания к внутренней поверхности эксплуатационной колонны за исключением плашек и свободно пропускает скважинную жидкость и газ в зазоре между корпусом и стенками эксплуатационной колонны.

Применение способа позволяет повысить эффективность технологии добычи пластового флюида в горизонтальных скважинах и хвостовиках, в скважинах с большим расстоянием от погружного насоса до интервала перфорации, за счет возможности установки хвостовика из насосно-компрессорных труб большой протяженности, так как основная нагрузка от веса хвостовика приходится на якорь-трубодержатель, при этом длину хвостовика подбирают таким образом, чтобы разместить погружной насос на технологически допустимой глубине, в том числе в скважинах с большим газовым фактором.

Технологический и технический результаты при использовании способа освоения и эксплуатации скважин достигаются за счет повышения эффективности технологии добычи пластового флюида в горизонтальных скважинах и хвостовиках, в скважинах с большим расстоянием от погружного насоса до интервала перфорации, за счет возможности установки хвостовика из насосно-компрессорных труб большой протяженности, так как основная нагрузка от веса хвостовика приходится на якорь-трубодержатель, при этом длину хвостовика подбирают таким образом, чтобы разместить погружной насос на технологически допустимой глубине, в том числе в скважинах с большим газовым фактором.

Экономический эффект от использования изобретения может достигаться за счет увеличения наработки на отказ, продления срока службы насосной установки и уменьшения времени на проведение дополнительных видов работ.

Использованная литература.

1. Патент RU 90121 U1 Е21В 43/14, подача заявки 29.12.2008, опубликовано 27.12.2009.

2. Патент РФ №2034132 Е21В 43/00, подача заявки 10.03.1992, опубликовано 30.04.1995.

3. Патент RU №2620667 C1 Е21В, подача заявки 15.12.2015, опубликовано: 29.05.2017.

Изобретение относится к погружным насосным установкам для эксплуатации скважин с большим расстоянием от погружного насоса до интервала перфорации, в том числе с большим газовым фактором. Технический результат – повышение эффективности технологии добычи пластового флюида в горизонтальных скважинах. Между электроцентробежным насосом и входным модулем устанавливают секцию мультифазного насоса. Погружной электродвигатель с гидрозащитой, охлаждаемый перекачиваемой жидкостью, снабжают наружным герметизирующим кожухом. Кожух герметично соединен с входным модулем электроцентробежного насоса и выполнен с возможностью изолирования приема насоса от межтрубного пространства и гидравлического соединения его с полостью колонны труб хвостовика, герметично соединенного с нижней частью герметичного кожуха. В скважине, ниже глубины установки электроцентробежного насоса в герметичном кожухе, на якоре-трубодержателе, содержащем полированную втулку, устанавливают хвостовик из насосно-компрессорных труб. Длину хвостовика подбирают таким образом, чтобы расстояние от головы хвостовика с якорем-трубодержателем и полированной втулкой до технологически допустимой глубины установки электроцентробежного насоса составляло 10-50 м. Хвостовик может быть комбинированным и в горизонтальной части скважины выполнен из легкоразбуриваемых материалов, например стеклопластика или алюминия, с аварийно-разъединительным узлом между его частями, для разъединения в аварийных ситуациях и возможности разбуривания. К герметичному кожуху электроцентробежного насоса присоединен отдельный хвостовик из насосно-компрессорных труб длиной 10-50 м. Этот хвостовик в нижней части содержит ниппель для герметичного соединения с полированной втулкой якоря-трубодержателя. Корпус якоря-трубодержателя не имеет плотного прилегания к внутренней поверхности эксплуатационной колонны за исключением плашек и свободно пропускает скважинную жидкость и газ в зазоре между корпусом и стенками эксплуатационной колонны. Собранную компоновку спускают в скважину до глубины установки якоря-трубодержателя. Разгрузкой производят герметичную стыковку хвостовика с ниппелем в полированной втулке якоря-трубодержателя. Запускают скважину в работу с обеспечением поступления жидкости через хвостовик горизонтальной части скважины, хвостовик, присоединенный к якорю-трубодержателю, хвостовик с ниппелем, внутреннюю полость герметичного кожуха, входной модуль и мультифазный насос в электроцентробежный насос. 1 ил.

Способ освоения и эксплуатации скважин, при котором в скважинах с большим газовым фактором между электроцентробежным насосом и входным модулем установлена секция мультифазного насоса, а погружной электродвигатель с гидрозащитой, охлаждаемый перекачиваемой жидкостью, снабжен наружным герметизирующим кожухом, который герметично соединен с входным модулем электроцентробежного насоса и выполнен с возможностью изолирования приема насоса от межтрубного пространства и гидравлического соединения его с полостью колонны труб хвостовика, герметично соединенного с нижней частью герметичного кожуха, отличающийся тем, что предварительно в скважине, ниже глубины установки электроцентробежного насоса в герметичном кожухе, на якоре-трубодержателе, содержащем полированную втулку, установлен хвостовик из насосно-компрессорных труб, при этом длину хвостовика подбирают таким образом, чтобы расстояние от головы хвостовика с якорем-трубодержателем и полированной втулкой до технологически допустимой глубины установки электроцентробежного насоса составляло 10-50 м, причем хвостовик выполнен комбинированным и в горизонтальной части скважины выполнен из легкоразбуриваемых материалов, например стеклопластика или алюминия, с аварийно-разъединительным узлом между его частями для разъединения в аварийных ситуациях и возможности разбуривания, а к герметичному кожуху электроцентробежного насоса герметично присоединен отдельный хвостовик из насосно-компрессорных труб длиной 10-50 м, который в нижней части содержит ниппель для герметичного соединения с полированной втулкой якоря-трубодержателя, при этом корпус якоря-трубодержателя не имеет плотного прилегания к внутренней поверхности эксплуатационной колонны за исключением плашек и свободно пропускает скважинную жидкость и газ в зазоре между корпусом и стенками эксплуатационной колонны, собранную компоновку спускают в скважину до глубины установки якоря-трубодержателя, после чего разгрузкой производят герметичную стыковку хвостовика с ниппелем в полированной втулке якоря-трубодержателя, запускают скважину в работу с обеспечением поступления жидкости через хвостовик горизонтальной части скважины, хвостовик, присоединенный к якорю-трубодержателю, хвостовик с ниппелем, внутреннюю полость герметичного кожуха, входной модуль и мультифазный насос в электроцентробежный насос.