ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЛАСТОВ ПО СХЕМЕ НАСОС—НАСОС

РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ НЕСКОЛЬКИХ ПЛАСТОВ

Наибольшее число нефтяных и газовых месторождений мира— многопластовые, они представляют собой совокупность несколь­ких продуктивных пластов, расположенных поэтажно один над другим. Разработка таких месторождений самостоятельными сет­ками скважин, пробуренных на каждый пласт, требует огромных капитальных вложений и затрат излишних материально-техниче­ских средств.

При разработке многопластовых месторождений часто объеди­няют несколько пластов в один эксплуатационный объект для со­кращения сроков разработки месторождения и уменьшения затрат на бурение и обустройство нефтедобывающих площадей. Это до­пустимо, если пластовые давления и качество нефти объединяемых объектов достаточно близки. Для сохранения такого принципа и вместе с тем сокращения объема буровых работ в практику раз­работки внедряют различные варианты раздельной эксплуатации одной скважиной нескольких пластов.

Сущность такого способа эксплуатации заключается в том, что все продуктивные пласты месторождения или основные из них вскрываются (перфорируются) в одной скважине и в последую­щем совместно разрабатываются как единый объект. В скважину опускают специальное оборудование, обеспечивающее раздельную разработку пластов. Тогда работа каждого пласта не влияет на работу других пластов и в каждом пласте можно проводить не­обходимые исследования и мероприятия по поддержанию задан­ного режима его работы.

Один из вариантов названной технологии—раздельная эксплу­атация нескольких пластов многорядными скважинами. Этот Ме­тод, предложенный группой инженеров в 1951 г., нашел некоторое применение: на бакинских промыслах было пробурено несколько сотен двухрядных и трехрядных скважин. В таких скважинах (рис. 157) в один ствол на разные глубины спущено и зацементи­ровано два или три ряда эксплуатационных колонн диаметром от 114 до 146 мм. Расстояние между центрами колонн у поверх­ности делают равным 0,6—0,8 м, что необходимо для обеспечения монтажа наземного оборудования, эксплуатацией и подземного ремонта.

Практика эксплуатации многорядных скважин, особенна трех­рядных, показала нецелесообразность их дальнейшего бурения в условиях возросших глубин скважин и вследствие значительных затруднений при их эксплуатации.

Рис. 157. Конструкция скважин:

а— трехрядной; б — двухрядной

При раздельной эксплуатации пластов одной скважиной встречаются самые разнообразные сочетания: все пласты нефтя­ные или газовые; одни пласты газовые, другие нефтяные; из всех пластов отбирается продукция и одновременно во все или отдель­ные пласты нагнетается рабочий агент (вода, газ).

Чем больше пластов подключается к эксплуатации в одной скважине, тем сложнее конструкция подземного и наземного обо­рудования.

В Советском Союзе применяют способы раздельного отбора продукции из двух пластов в одной скважине и, раздельного наг­нетания рабочего агента в виде закачки воды в два пласта через одну скважину, а также комбинированный способ, при котором из одного пласта отбирается продукция, а в другой пласт через эту же скважину закачивается вода.

Раздельная эксплуатация двух горизонтов может осущест­вляться в зависимости от условий притока в скважину по следую­щим схемам:

1) фонтан—фонтан (оба вскрытых пласта эксплуатируются фонтанным способом);

2) насос—насос (эксплуатация обоих пластов насосным спо­собом—с помощью штанговых насосов и погружных электрона­сосов);

3) фонтан—насос; насос—фонтан (нижний пласт эксплуати­руется фонтанным способом, а верхний—насосным; нижний пласт эксплуатируется насосным способом, а верхний—фонтанным).

Для каждой из перечисленных схем предусмотрено оборудова­ние различных видов.

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЛАСТОВ ПО СХЕМЕ ФОНТАН—ФОНТАН

Для раздельной эксплуатации двух пластов по схеме фонтан— фонтан спроектировано два вида оборудования, предусматриваю­щие подъем жидкости из каждого пласта на поверхность:

1) по параллельно спущенным двум колоннам насосно-компрессорных труб (типа УФЭ);

2) по двум концентрическим колоннам насосно-компрессорных труб (типа УФК).

Оборудование типа УФЭ (рис. 158) предназначено для скважин с эксплуатационной колонной диаметром 168 мм и более. Подъем нефти из пластов осуществляется по двум рядам 1 и 3 насосно-компрессорных труб диаметрами 60 и 48 мм, параллельно расположенным в эксплуатационной колонне. Вначале в скважину спускают хвостовик 9 из насосно-компрессорных труб диамет­ром 73 мм с укрепленными на нем седлом обратного шарового кла­пана 10, шлипсовым пакером 7, гидравлическим якорем 6 и перепускным клапаном 5, предназначенным для освоения скважи­ны. В 73-мм хвостовик опускают второй ряд насосно-компрессорных труб 8 диаметром 48 мм с уплотнительным конусом, который садится в седло 4. Дальнейший спуск в скважину указанной кон­центричной сборки осуществляется на насосно-компрессорных трубах диаметром 60 мм, по которым поступает продукция ниж­него пласта.

Для эксплуатации верхнего пласта в скважину параллельно первой колонне 1 опускают второй ряд насосно-компрессорных труб 3 диаметром 48 мм. Башмак устанавливается над фильтром верхнего пласта. Для беспрепятственного опускания в скважину параллельных насосно-компрессорных труб над каждой муфтой обоих рядов труб устанавливают разрезное металлическое кольцо 2 со сточенным на конус верхним торцом. Это кольцо создает плавный переход от наружной поверхности муфты к телу трубы и тем самым исключает зацепление муфт три спуске и подъеме насосно-компрессорных труб.

Освоение скважины производится по обоим пластам одновре­менно. Для этого в 60-мм трубы забрасывают металлический шар, который садится в седло 4 и отключает от скважины нижний пласт. Затем в ту же колонну подается облегченная или аэризированная жидкость, которая вытесняет задавочную жидкость из 48-мм цен­тральных и 73-мм наружных труб через перепускной клапан в эксплуатационную колонну. Путем открытия соответствующих за­движек на устье скважины освобождаются от задавочной жидкости эксплуатационная колонна скважины и насосно-компрессорные трубы, пред­назначенные для эксплуатации верхнего пласта.

Рис. 158. Оборудование ти­па УФЭ для раздельной эксплуатации двух фонтан­ных пластов

Данная схема подземного оборудова­ния скважин используется в тех случа­ях, когда разрабатываемые пласты зале­гают на значительном расстоянии друг от друга и когда давление нижнего пла­ста существенно превышает давление верхнего пласта. Для предупреждения смещения вверх пакера и 60-мм насосно-компрессорных труб под действием пе­репада давлений на этой колонне уста­навливают гидравлический якорь.

Наземное оборудование скважины представляет собой специальную сдвоен­ную фонтанную арматуру тройникового типа с условным проходным диаметром, равным 50 мм, и двухструнными выкид­ными линиями для каждого пласта. Ар­матура рассчитана на рабочее давление 20 МПа. Регулирование режима разра­ботки пластов осуществляют при помо­щи сменных штуцеров.

Оборудование типа УФК пред­назначено для скважин с эксплуатаци­онными колоннами диаметрами 146 и 168 мм. Имеется несколько конструктив­ных вариантов такого оборудования: 1УФК, 2УФК, 3УФК. Шифр их означа­ет: 1УФК—установка фонтанная с кон­центрическим расположением труб — однорядная; 2УФК—то же, с двумя ря­дами труб; 3УФК—с тремя рядами труб.

Во всех модификациях оборудования этого типа на устье скважины использу­ется обычная фонтанная арматура, а подземная ее часть аналогична оборудо­ванию типа УФК.

На рис. 159 показано оборудование типа 1УФК, предназначенное для эксплуатации скважин, в продукции верхнего пласта ко­торых отсутствует парафин и песок. Продукция верхнего пласта транспортируется до устья скважины по затрубному пространству, а продукция нижнего пласта—по насосно-компрессорным трубам.

Оборудование типа 2УФК предназначено для эксплуатации скважин, в продукции верхнего пласта которых содержится незна­чительное количество парафина я пески. Продукция верхнего пласта транспортируется до устья скважи­ны по затрубному пространству, а про­дукция нижнего пласта — по насосно-компрессорным трубам.

Рис. 159. Установка 1УФК для раздельной эксплуата­ции двух фонтанных пла­стов

1—фонтанная арматура; 2— коническая глухая подвеска; 3 — перепускной клапан; 4 — промежуточный пакер; 5 — ша­риковый клапан

Оборудование типа 2УФК предназна­чено для эксплуатации скважин, в про­дукции верхнего пласта которых содер­жится незначительное количество пара­фина и песка. Продукция верхнего пла­ста транспортируется до устья скважи­ны по кольцевому зазору между наруж­ным и внутренним рядами насосно-компрессорных труб, а продукция нижнего пласта — по внутреннему ряду труб.

Оборудование типа ЗУФК предназна­чено для эксплуатации скважин, в про­дукции обоих пластов которых содержатся парафин и песок. Продукция верх­него пласта транспортируется до устья скважины по кольцевому зазору между наружным и средним рядами насосно-компрессорных труб, а продукция ниж­него пласта — по внутреннему ряду труб. Для обеспечения возможности подвески трех концентрических рядов насосно-компрессорных труб фонтанную армату­ру дополнительно комплектуют двумя крестовинами диаметром условного про­хода 52 и 70 мм. В отличие от установок типа 1УФК и 2УФК, в этой установке имеется разобщитель, предназначенный для разобщения пластов внутри насосно-компрессорных труб, а также сообще­ния затрубного пространства с кольце­вым между наружным и средним рядами насосно-компрессорных труб.

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЛАСТОВ ПО СХЕМЕ НАСОС—НАСОС

Для раздельной эксплуатации двух пластов по схеме насос— насос спроектировано два вида оборудования: УГР и УГРП.

Оборудование типа УГР предусматривает привод двух последовательно соединенных глубинных насосов от общей колонны штанг и может применяться в скважинах с эксплуатационной колонной диаметрами 146 и 168 мм. Выпускается оно двух модификаций—вставного и невставного исполнения в зависимости от способа монтажа нижнего насоса — вставного или невставного исполнения. Имеется несколько конструктивных вариантов такого оборудования:

УГР1-В и УГРТ1-В—вставного исполнения с отводом подпакерного газа;

УГР1-В и УГРТ2-В—вставного исполнения без отвода подпакерного газа;

УГР1-Н и УГРТ1-Н—невставного исполнения с отводом подпакерного газа;

УГР2-Н и УГРТ2-Н — невставного исполнения без отвода подпакерного газа.

Шифр их означает: У—установка: Г—глубиннонасосная; Р— для раздельной эксплуатации; 1 и 2—с отводом подпакерного газа и без его отвода; В—вставного исполнения; Н—невставного исполнения; Т—с трубчатыми штангами.

Во всех модификациях оборудования этого типа наземное обо­рудование одинаковое. Оно состоит из станка-качалки, канатной подвески. На устье скважины используют арматуру, применяе­мую при обычной однопластовой глубиннонасосной эксплуатации. Кроме того, предусмотрен удлинитель хода канатной подвески, установленный на балансире станка-качалки и предназначенный для дополнительного спуска и подъема сальниковой штока.

Если эксплуатация скважины сопряжена с выделением свобод­ного газа в подпакерной зоне, предусмотрена газоотводная труба.

На рис. 160 .показан один из вариантов оборудования типа УГР. Данное оборудование не имеет газоотводной трубы, поэтому оно. применяется в скважинах, имеющих незначительное количе­ство свободного газа в нижнем пласте.

В скважину опускают колонну насосно-компрессорных труб, на которой закреплены замковая опора нижнего насоса 6, пакер 8 и замковая опора 4 верхнего насоса, а затем на штангах—два последовательно соединенных насоса, устанавливаемых на соответ­ствующих замковых опорах: нижний насос—обычный штанговый насос вставного или невставного типа. Верхний насос специальной конструкции—с подвижным цилиндром и закрепленным плунже­ром.

После обвязки устья скважину пускают в работу. Нижний на­сос, откачивая жидкость из нижнего пласта, нагнетает ее в ко­лонну насосно-компрессорных труб. Жидкость, дойдя до опоры верхнего насоса, проходит через продольный канал в посадочном конусе верхнего насоса и попадает в подъемные трубы над верх­ним насосом.

Жидкость, откачиваемая верхним насосом, проходит через ра­диальные пазы седла опоры верхнего насоса, откуда поступает в полый поршень под всасывающий клапан и далее—в 'подъемные трубы, где смешивается с жидкостью нижнего пласта.

Связь между подвижным цилиндром верхнего насоса и плун­жером нижнего насоса осуществляется посредством двух парал­лельных тяг, которые проходят через вертикальные пазы в поса­дочном конусе верхнего насоса. Эти пазы изолированы от горизон­тальных каналов, предназначенных для прохода жидкости верхнего пласта к приему верхнего насоса.

Рис. 160. Глубиннонасос­ная установка типа УГР2-Н:

1 — удлинитель хода канат­ной подвески; 2 — сливной клапан; 3—автосцеп; 4— верхний глубинный насос типа 1ННО (невставной с подвижным цилиндром); 5—опора верхнего насоса; 6—опара нижнего насоса; 7 — нижний насос вставного или невставного типа; 8 — пакер

Рис. 161. Глубинный невставной насос типа 1ННР:

1 — штанга; 2 — нагнета­тельный клапан; 3 — устрой­ство для отключения клапа­на; 4—подвижный цилиндр; 5 — всасывающий клапан; 6 — плунжер; 7 — полый шток; 8 — специальная штан­га, соединяющая цилиндр верхнего насоса с плунже­ром нижнего насоса; 9— посадочный конус

Если отбирается парафинистая нефть, отложения парафина на шлангах и стенках насосно-компрессорных труб удаляются при периодической прокачке горячей нефти по схеме обратной промыв­ки скважины. Для контроля за подачей каждого насоса оборудова­ние УГР снабжено особым устройством, позволяющим периодиче­ски отключать нагнетательный клапан верхнего насоса. После отключения клапана этот насос прекращает откачивать жидкость. Его подача при нормальной работе определяется по разности меж­ду измеренной на поверхности общей производительностью скважины при работе обоих насосов и подачей нижнего насоса.

В качестве верхнего насоса в рассмотренной установке УГР применен насос типа 1ННР (насос невставной для раздельной экс­плуатации первого типа), который показан на рис. 161. В верхней части подвижного цилиндра установлен нагнетательный клапан, а всасывающий клапан расположен над верхним концом плунжера, т. е. близко к нагнетательному клапану, что уменьшает объем вредного пространства. Конструкция клапанов этих насосов ана­логична конструкции клапанов обычных глубинных насосов с дву­мя шариками.

Для отключения нагнетательного клапана, а следовательно, и всего насоса при исследовании скважины служит специальное уст­ройство—толкатель со штифтами, который ходит в фиксаторе. Отключение клапана происходит при крайнем нижнем положении цилиндра насоса во время работы удлинителя хода канатной под­вески. При этом отрегулированный на определенную длину винт в узле упора, упираясь в толкатель, поднимает его. Толкатель фик­сируется в коротких фигурных прорезях фиксатора, поднимает шарик нагнетательного клапана и клапан отключается.

При переводе клапана в рабочее положение цилиндр опуска­ют в крайнее нижнее положение, винт поднимает толкатель, кото­рый скользит по скосам фиксатора, поворачивается на 90° и фиксируется в длинных фигурных прорезях фиксатора. Шарик нагне­тательного клапана садится в седло и насос включается в работу.

Конструкция цилиндра и плунжера насоса такая же, как и у стандартного насоса.

Плунжер соединяется с полым штоком. Полый шток через по­садочный конус обеспечивает проход жидкости из верхнего пла­ста в полость цилиндра насоса. Специальная штанга с продольной прорезью по всей длине соединяет цилиндр верхнего насоса с плунжером нижнего насоса, обеспечивая возвратно-поступатель­ное движение плунжера.

Посадочный конус служит также для посадки верхнего насоса в опору и обеспечивает проход жидкости из нижнего пласта через продольный канал, по которому движется специальная штанга, в подъемные трубы над насосами, а через поперечное отверстие-проход жидкости из верхнего пласта по полому штоку к всасываю­щему клапану верхнего насоса.

Наружные фаски и резиновые уплотнительные кольца на конусе предотвращают прохождение жидкости из верхнего пласта во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб между насосами, а также обеспечивает изоляцию внутренней полости подъ­емных труб от затрубного пространства.

Оборудование типа УГРП выпускается трех модифи­каций:

УГРП-Н/В — комбинированного (невставного — вставного) ис­полнения;

УГРП-В — вставного исполнения;

УГРП-Н — невставного исполнения.

Установки УГРП включают в себя наземное и подземное обо­рудование.

Рис. 162. Арматура устья скважины типа ОУП:

1, 5 и 9 — корпуса сальниковых узлов; 2 — рабочее уплотнение; 3 — сальниковый шток; 4 — гайки; 6—дублирующее уплотнение; 7—планшайба; 8—посадочные патрубки; 10— быстросъемные соединения

Наземное оборудование (рис. 162) состоит из балансирного станка-качалки; канатной подвески, предназначенной для подвески к головке, балансира двух параллельно расположенных колонн глубиннонасосных штанг; арматуры устья тина ОУП. Арматура типа ОУП предназначена для герметизации устья скважины и под­вешивания двух «параллельно расположенных колонн насосно-компрессорных труб. Она состоит из двух сальниковых узлов, предназначенных для уплотнения сальниковых штоков: планшай­бы с двумя боковыми отводами; двух посадочных патрубков; че­тырех стопорных винтов и быстросъемных соединений. В план­шайбе предусмотрены газоотводный канал для отвода газа из затрубного пространства и отверстие, закрытое пробкой, для про­ведения исследовательских работ.

В сальниковых узлах имеются резиновые уплотнения двух ти­пов: рабочее—для уплотнения сальникового штока при работе установки и дублирующее—для уплотнения устья скважины при замене рабочего уплотнения. Корпуса сальников стянуты шпилька­ми. Стопорные винты предохраняют посадочные патрубки от проворачивания при монтаже арматуры устья. Конструкция арматуры устья позволяет при подземном ремонте скважины осуществлять независимый подъем и спуск любой из двух колонн глубиннонасосных штанг и насосно-компрессорных труб.

Рис. 163. Глубиннонасосная установка УГРП с параллельной подвеской насосно-компрессорных труб:

а—УГРП-НВ; б—УГРП-В; в и г—УГРП-Н; 1—канатная подвеска; 2— арматура устья; 3—опора вставного насоса; 4—насос вставного типа; 5—насос невставяого типа; 6—про­межуточный пакер

Подземное оборудование установок УГРП (рис. 163) состоит из верхнего и нижнего глубинных насосов; промежуточных пакеров; малогабаритной опоры вставного насоса, фиксирующей положе­ние глубинного насоса на заданной глубине скважины; автосцепа для глубиннонасосных штанг в установках УГРП-Н, предназна­ченного для сцепления колонны глубиннонасосных штанг с плун­жером глубинного насоса. Каждый глубинный насос подвешивает­ся на индивидуальной колонне насосно-компрессорных труб и глу­биннонасосных штанг.

Пакер спускают на колонне насосно-компрессорных труб, на которой устанавливают глубинный насос для эксплуатации ниж­него пласта, причем насос можно устанавливать выше или ниже пакера. При этом глубинный насос для подачи жидкости из верх­него пласта подвешивают параллельно на другой колонне насос­но-компрессорных труб. При работе установки, приводимой в дей­ствие станком-качалкой, жидкость из каждого эксплуатируемого пласта отбирается соответствующим глубинным насосом и раз­дельно транспортируется до устья скважины.

Применение установок УГРП позволяет проводить весь комп­лекс исследовательских работ по каждому эксплуатируемому пла­сту и каждому насосу.

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЛАСТОВ ПО СХЕМЕ ФОНТАН—НАСОС

Конструкторскими организациями создано несколько вариан­тов оборудования для раздельной эксплуатации двух пластов од­ной скважиной по схеме фонтан — насос.

При фонтанировании верхнего пласта и необходимости добы­то нефти глубиннонасосным способом из нижнего пласта эксплуа­тацию осуществляют по схеме насос—фонтан с помощью обору­дования типа УНФ (при концентрической подвеске труб) и УНФП (при параллельной подвеске труб), а при фонтанировании ниж­него пласта и добыче нефти глубиннонасосным способом из верхнего пласта—по схеме фонтан—насос с помощью оборудования типа УФН и УФНП.

Оборудование типов УНФ и УФН предназначено для скважин с эксплуатационными колон нами диаметрами 146 и 168 мм, а УНФП и УФНП—для скважин с эксплуатационными ко­лоннами 168 мм.

Рис. 164. Оборудование типа 1УНФ для раздельной экс­плуатации двух пластов штанговым глубинным насосом и фонтанным, способом

Оборудование УНФ разработано в двух ва­риантах:

а) со смешением продукции пластов, эксплу­атируемых фонтанным и насосным способами, в колонне насосно-компрессорных труб (шифр 1УНФ);

б) с раздельной транспортировкой: жидкость, отбираемая из пласта, эксплуатируемого насос­ным способом, транспортируется по насосно-компрессорным трубам, а из пласта, эксплуати­руемого фонтанным способом,—по затрубному пространству (шифр 2УНФ). На рис. 164 пока­зана подземная часть оборудования 1УНФ. Нижняя часть оборудования представляет со­бой хвостовик с двумя концентрическими ряда­ми насосно-компрессорных труб 10 и 11 диамет­рами 73 и 48 мм соответственно. На наружной колонне устанавливаются разобщающий пакер шлипсового типа 13 и перепускной клапан од­ностороннего действия 12. Внутренний ряд труб подвешивается на конусной опоре 8 и уплотня­ется посредством резиновых колец 9. На ниж­нем конце наружных труб хвостовика имеется седло 14 под обратный шаровой клапан. Хвосто­вик опускается в скважину на насосно-комп­рессорных трубах 5, в которых монтируется замковая опора 6 для штангового глубинного насоса вставного типа 7 и золотниковый клапан 2 для прохода жидкости верхнего фонтанного пласта из эксплуатационной колонны скважины в насосно-компрессорные трубы.

При спуске в скважину штангового насоса золотниковый клапан открывается с помощью специального захвата 4, установленного на ко­лонне штанг 3. Тем же захватом клапан закры­вается при подъеме насоса. Оборудование опус­кается в скважину на насосно-компрессорных трубах 1 диаметром 89 мм.

На устье скважины монтируется специальная фонтанная арматура с сальником (рис. 165) для уплотнения сальникового штока Е сменным штуцером, посредством которого регулируется режим шаботы фонтанного пласта.

Для подвешивания колонны насосно-компрессорных труб в основном фланце предусмотрена резьба. Сальниковая головка служит для замены рабочих манжет при остановленном станке-качалке.

Оба эксплуатируемых пласта осваиваются одновременно до спуска в скважину шлангового насоса и, следовательно, при зарытом золотниковом клапане. Жидкость подается в насосно-компрессорные трубы, циркулирует по внутренней и наружной трубам хвостовика и через перепускной клапан попадает в эксплуатаци­онную колонну скважины, вызывая фонтанирование верхнего пла­ста. До спуска в скважину штангового насоса подъем жидкости осуществляется по эксплуатационной колонне.

В оборудовании УФН (нижний пласт фонтанный); помимо по­казанных на рис. 164 узлов, предусмотрен обводной кожух и муф­та перекрестного течения.

По обводному кожуху продукция нижнего фонтанного пласта, минуя прием насоса, поступает в насосно-компрессорные трубы, где смешивается с продукцией верхнего пласта, эксплуатируемо­го штанговым насосом. Муфта перекрестного течения предназначена для разделения потоков жидкости различных пластов на прие­ме насоса.

Продукция нижнего пласта по вертикальным каналам муфты заправляется в кожух, а продукция верхнего пласта по горизон­тальным каналам муфты поступает из эксплуатационной колонны на прием штангового насоса.

Конструкторским бюро по бесштанговым насосам (ОКБ БН) создано оборудование для раздельной эксплуатации скважин диа­метром 168 мм по схемам фонтан—ЭЦН и ЭЦН—фонтан.

В состав этого оборудования входят (рис. 166): разобщающий пакер 6, погружной центробежный электронасос 4, разобщитель 3 для установки сменного забойного штуцера 2 и система обводных каналов 5.

В оборудовании, работающем по схеме фонтан—ЭЦН (рис. 166, а), в качестве обводного канала использована труба, проходя­щая параллельно насосному агрегату, а в оборудовании, работа­ющем по схеме ЭЦН—фонтан (рис. 166, б),—кожух, охватываю­щий нижнюю часть агрегата, включая прием насоса.

Над центробежным электронасосом снаружи насосно-компрессорных труб установлен трубный якорь 1, воспринимающий и посредством шлипсов передающий на эксплуатационную колонну скважины вес этих труб, предохраняя таким образом электронасос от действия чрезмерной осевой нагрузки.

Разобщающий пакер не имеет постоянного соединения с электронасосным агрегатом и устанавливается между эксплуатируемыми пластами заблаговременно с помощью специального посадочного инструмента, который опускается в скважину на колон­не насосно-компрессорных труб. Установка пакера осуществляет­ся за счет гидравлического дав­ления, создаваемого внутри этой колонны. После установки паке­ра посадочная колонна насосно-компрессорных труб извлекается на поверхность и в скважину опускается оборудование с цент­робежным электронасосом.

Рис. 165. Арматура устья скважины

1—фланец; 2—сальниковая головка; 3—сальниковый шток; 4—разделитель сред; 5—манометр; 6—прямоточная задвижка; 7—штуцер; 8—прокладка

Внизу пакера расположен об­ратный шаровой клапан 7. При извлечении из скважины обору­дования, работающего по схеме фонтан—ЭЦН, шаровой клапан отключает нижний фонтанный пласт, в связи с чем не требует­ся закачки жидкости. Для извле­чения из скважины оборудова­ния, работающего по схеме ЭЦН—фонтан, необходимо предварительно заглушить верхний фонтанный пласт, что достигает­ся посредством прямой или об­ратной циркуляции задавочной жидкости через отверстия в бо­ковых стенках разобщителя. По­ступление этой жидкости из ство­ла скважины в нижний насосный пласт при подъеме оборудования предотвращается шаровым кла­паном.

Помимо рассмотренных вари­антов оборудования для раздель­ной эксплуатации двух пластов одной скважиной, разработано несколько других модификаций, предназначенных для различных условий эксплуатации. Это обо­рудование для раздельной экс­плуатации двух пластов погружными электронасосами, для экс­плуатации одного пласта глубин­ным штанговым насосом, а дру­гого — погружным электронасо­сом, для раздельной газлифтной эксплуатации и т. п.

Рис. 166. Оборудование для раздельной эксплуатации двух пластов с применением ЭЦН

Кроме того, создано оборудование, предназначенное для обеспечения добычи нефти из одного пласта и закачки воды в другой пласт, для раздельной закачки воды в два пласта через одну нагнетательную скважину и т. п.

Метод раздельной эксплуатации пласте одной скважиной и раздельной закачки воды в два пласта через одну нагнетательную скважину находит все большее распространение в нефтяной промышленности.