Результат интеллектуальной деятельности: УСТАНОВКА ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МНОГОПЛАСТОВОЙ СКВАЖИНЫ С ТЕЛЕМЕХАНИЧЕСКОЙ СИСТЕМОЙ

Изобретение относится к горному делу, в частности к добыче нефти, и может использоваться при одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин.

Известна установка одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, включающая колонну труб, насос с хвостовиком, гидравлический канал или электрический кабель, по меньшей мере, один пакер гидравлического или механического, или электрического действия, расположенный на хвостовике и/или вне хвостовика, и снабжен, по меньшей мере, одним регулирующим запорно-перепускным устройством многоразового гидравлического или электрического действия, расположенным на хвостовике и/или вне хвостовика и соединенное с гидравлическим каналом и/или с электрическим кабелем. Насос представляет собой глубинный электрический насос или штанговый глубинный насос, а, по меньшей мере, один пакер соединен с гидравлическим каналом и/или с электрическим кабелем и установлен выше и/или ниже насоса с хвостовиком, электрический погружной кабель, питающий погружной электропривод глубинного насоса, проходящий через пакер. Регулирующее запорно-перепускное устройство содержит сильфон, поршень, задвижку, штуцер. В качестве регулирующего запорно-перепускного устройства также используют пакер или скважинную камеру с обратным клапаном или штуцером. Хвостовик выполнен монолитным, полым, полым с глухим концом. Установка дополнительно включает контрольно-измерительные приборы, расположенные на хвостовике или вне хвостовика, эжектор, расположенный выше насоса, диспергатор и/или сепаратор, расположенный на приеме насоса, приемную сетку или фильтр, установленные на входе в насос разъединительным устройством и/или муфтой со срезными элементами, центратором, расположенным на штоке разъединителя или на колонне труб. (Патент RU №95741 U1 на полезную модель «Насосная установка Гарипова для одновременно-раздельной эксплуатации скважин (варианты)». - МПК: Е21В 43/00. - 10.07.2010). Недостатком известной установки является отсутствие возможности в режиме реального времени менять режим эксплуатации каждого пласта в скважине и отслеживать фактические изменения технологических параметров флюида скважинного продукта.

Известна установка одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, содержащая несколько трубчатых элементов, расположенных один в другом с образованием, по меньшей мере, одного центрального канала и, по меньшей мере, двух кольцевых каналов с возможностью направления потоков из разных пластов в соответствующие им концентричные каналы, а также клапаны, выполненные с возможностью управления потоком в каждом из каналов. Клапаны размещены в кожухе ствола скважины с обеспечением возможности раздельного перемещения потоков через концентричные каналы и дальнейшего избирательного смешивания потоков из всех каналов в колонне насосно-компрессорных труб. Каждый канал связан с клапаном, имеющим привод. В центральном канале непосредственно над клапаном установлена пробка, блокирующая перемещение потока непосредственно из центрального канала в колонну насосно-компрессорных труб скважины. Система может дополнительно содержать, по меньшей мере, один контроллер с датчиком для измерения, по меньшей мере, одного параметра добываемого продукта, функционально связанные между собой, с возможностью автоматического управления, по меньшей мере, одним клапаном в соответствии с информацией, полученной от датчика. Измеряемый параметр может быть выбран из группы, включающей давление, температуру, химический состав, содержание воды, рН, содержание твердых частиц, склонность к образованию твердого осадка и удельное сопротивление. Система обеспечивает эффективное селективное регулирование дебита из большого числа пластов до смешивания внутри скважины посредством клапанов, установленных внутри скважины, без существенного усложнения и увеличения наземной и подземной компоновок (Патент RU №2320850 С2. Интеллектуальная внутрискважинная клапанная система управления извлечением флюидов из нескольких интервалов скважины и способ управления таким извлечением флюидов. - МПК Е21В 34/06, Е21В 43/14. - Опубл. 27.03.2008). Недостатком известного технического решения является возможность возникновения депрессии пласта с меньшим давлением в режиме реального времени и отслеживать фактический дебит скважинного продукта.

Известно устройство для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, содержащее корпус с отверстиями, выполненными напротив каждого продуктивного пласта, установленные в корпусе напротив каждого из его отверстий с возможностью осевого перемещения клапанные втулки с пружинными кольцевыми фиксаторами и захватываемыми элементами, механизм управления для спуска в скважину с дневной поверхности и перемещения клапанных втулок для открытия или закрытия отверстий корпуса и пакеры. Снаружи корпуса напротив каждого из его отверстий установлены регулируемые клапаны. Каждый регулируемый клапан состоит из полого стакана, внутри которого размещена втулка с седлом, и подпружиненного сверху вниз шарика, размещенного на седле втулки. При этом регулируемые клапаны позволяют эксплуатировать соответствующие им продуктивные пласты при превышении заданных значений давления путем настройки усилия сжатия пружины шарика для каждого регулируемого клапана в отдельности, при этом захватываемые элементы клапанных втулок выполнены в виде их нижних торцов, а внутренний диаметр каждой из клапанных втулок уменьшается сверху вниз. (Патент RU №2339796 С1 на изобретение. Устройство для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины. - МПК: Е21В 43/14, Е21В 34/06. - Опубл. 27.11.2008). Данное изобретение принято за прототип.

Недостатком известного устройства для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, принятого за прототип, являются регулируемые клапаны с подпружиненным сверху вниз шариком, размещенным на седле втулки, позволяющие эксплуатировать соответствующие им продуктивные пласты при превышении заданных значений давления путем настройки усилия сжатия пружины шарика для каждого регулируемого клапана в отдельности, что исключает возможность в режиме реального времени менять режим эксплуатации каждого пласта в скважине и отслеживать фактические изменения параметров флюида и дебита скважинного продукта.

Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является обеспечение возможности в режиме реального времени менять режим эксплуатации каждого пласта в скважине и отслеживать фактические изменения параметров флюида и дебита скважинного продукта, включающие давление, температуру, химический состав, содержание воды, рН, содержание твердых частиц, склонность к образованию гравийно-песчаной набивки и удельное сопротивление.

Техническим результатом является повышение эффективности одновременно-раздельной эксплуатации скважины при оптимальном регулировании фазового состава флюида из пластов скважины в режиме реального времени.

Указанный технический результат достигается тем, что в известной установке одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины с телемеханической системой, содержащей размещенные в обсадной трубе скважины колонну насосно-компрессорных труб, глубинный электроприводной насос, силовой кабель, питающий погружной электропривод насоса, и регулировочные клапаны, выполненные в стаканах с перепускным седлом, расположенные ниже насоса в корпусе, оснащенном пакерами и закрепленном в обсадной трубе механическими якорями, и контрольно-измерительные приборы, согласно предложенному техническому решению,

она содержит устройство одновременно-раздельной эксплуатации пластов, выполненное в корпусе, состоящем из колонны труб, оснащенных пакерами и соединенных между собой и с нижним концом корпуса муфтами перекрестного течения флюидов из пластов скважины через межтрубные пространства, продольными каналами последних сообщены полости труб корпуса с возможностью селективного смешения флюидов из всех продуктивных пластов в полости обсадной трубы выше устройства одновременно-раздельной эксплуатации пластов, причем продольные каналы нижней муфты заблокированы заглушкой, а радиальные каналы муфт сообщены с межтрубным пространством соответствующего пласта скважины, при этом в муфтах установлены блоки регулирования и учета дебита пластов, содержащие регулировочный клапан и контрольно-измерительные приборы, последние расположены выше и/или ниже регулировочного клапана, связанные между собой геофизическим кабелем, размещенным в канале, выполненном в стенке стакана, при этом блоки регулирования и учета дебита соединены между собой геофизическими кабелями и связаны с пунктом управления скважиной телемеханической системой передачи управляющих команд регулировочным клапанам от пункта управления и контрольной информации о технологических параметрах флюида в пластах скважины от контрольно-измерительных приборов в обратном направлении с разделением сигналов, посредством геофизического и силового кабелей через кабельный разъем и адаптер, установленный на торце электропривода насоса;

верхний конец корпуса соединен с пакером и закреплен механическим якорем на уровне его торца;

штырь кабельного разъема закреплен на опорном фланце, установленном на верхнем торце корпуса, в котором выполнены отверстия, сообщающие полости корпуса и обсадной трубы, а геофизический кабель снабжен розеткой контактной пары, установленной в центраторе ее положения относительно штыря контактной пары, закрепленном на электроприводе насоса, с возможностью герметического соединения их нажатием розетки на штырь электроприводом насоса, спускаемого в обсадную трубу на колонне насосно-компрессорных труб;

блоки регулирования и учета дебита пластов выполнены с возможностью поочередной посадки их из устья скважины в гнезда соответствующих муфт и демонтажа при ремонте и обслуживании, для чего диаметры посадочных мест блоков и муфт, соответственно, уменьшаются сверху вниз;

геофизические кабели на участках между опорным фланцем и блоками регулирования и учета дебита пластов размещены в телескопических трубках, оснащенных пружинами сжатия, с возможностью изменения расстояния между блоками регулирования и учета дебита пластов при демонтаже и поочередной посадке их в соответствующие муфты перекрестного течения флюида;

в полости стакана со стороны открытого торца установлена электроприводная запорная игла, взаимодействующая с перепускным седлом, шаговый электропривод которой по команде с пункта управления сообщает запорной игле возвратно-поступательное движение с возможностью регулирования потока флюида из соответствующего пласта через радиальные каналы муфты и полость стакана в полость корпуса через окна, выполненные в стенке стакана по обе стороны перепускного седла;

муфты перекрестного течения флюидов изготовлены с патрубком, в котором размещены контрольно-измерительные приборы, по крайней мере, расходомер флюида соответствующего пласта скважины;

в муфтах перекрестного течения флюидов установлены кольцевые задвижки с возможностью осевого перемещения для открытия и закрытия радиальных каналов потока флюида из соответствующего пласта скважины при посадке и зацепления их при демонтаже;

телемеханическая система управления блоками регулирования и учета дебита пластов оснащена интерфейсом передачи управляющих команд регулировочным клапанам от пункта управления скважиной и информации от контрольно-измерительных приборов в обратном направлении через систему связи GPRS.

Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленной установки одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины с телемеханической системой, отсутствуют. 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 преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень».

Заявленное техническое решение может быть реализовано на любом предприятии машиностроения из общеизвестных материалов и принятой технологии. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».

На фиг.1 схематично показана установка одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины с телемеханической системой, на фиг.2 - блок регулирования и учета дебита пласта скважины.

Установка одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины с телемеханической системой (ТМС) содержит размещенные в обсадной трубе 1 скважины колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 2 с глубинным электроприводным насосом 3, силовой кабель 4, питающий погружной электропривод 5 глубинного насоса 3, и устройство одновременно-раздельной эксплуатации пластов, выполненное в корпусе, состоящем из колонны труб 6', 6" и 6"', оснащенных пакерами 7', 7" и 7'", соответственно, соединенных между собой и с нижним торцом корпуса муфтами 8', 8" и 8"' перекрестного течения флюидов из пластов I, II и III скважины (Фиг.1). Верхний торец корпуса соединен с пакером 7' и закреплен в обсадной трубе 1 механическим якорем 9' на уровне торца, образующие в обсадной трубе 1 выше устройства одновременно-раздельной эксплуатации пластов полость 10, а нижний торец корпуса закреплен механическим якорем 9". В муфтах 8', 8" и 8"' установлены блоки 11', 11" и 11"' регулирования и учета дебита для пластов I, II и III скважины, соответственно, и соединены между собой геофизическими кабелями 12' и 12" и с силовым кабелем 4 посредством геофизического кабеля 12"', кабельного разъема 13 и адаптера 14, установленного на торце электропривода 5 насоса 3. Штырь 15 кабельного разъема 13 закреплен на опорном фланце 16, установленном на верхнем торце корпуса, в котором выполнены отверстия 17, сообщающие полость корпуса и полость 10 обсадной трубы 1. Розетка 18 контактной пары кабельного разъема 13 соединена с геофизическим кабелем 12'" и установлена в центраторе (условно не показан) ее положения относительно штыря 15 контактной пары, закрепленном на электроприводе 5 насоса 3, с возможностью герметического соединения их нажатием розетки 18 на штырь 15 электроприводом 5 насоса 3, спускаемого в обсадную трубу 1 на НКТ 2. Продольными каналами 19 в муфтах 8' и 8" сообщены полости труб 6', 6" и 6"' корпуса с возможностью селективного смешения флюидов из продуктивных пластов I, II и III скважины в полости 10 обсадной трубы 1 (Фиг.2). Продольные каналы 19 нижней муфты 8"' заблокированы заглушкой 20. Радиальные каналы 21 муфт 8' и 8" сообщены с межтрубным пространством соответствующего пласта скважины. Геофизические кабели 12', 12" и 12"' на участках между опорным фланцем 16 и блоками 11', 11" и 11" выполнены, например, спиралевидной формы и размещены в телескопических трубках 22, оснащенных пружинами сжатия 23, с возможностью изменения расстояния между блоками 11', 11" и 11" при демонтаже и поочередной посадки их в гнезда соответствующих муфт 8', 8" и 8"', диаметры d', d" и d'" посадочных мест которых уменьшаются сверху вниз в порядке d'>d">d'". Блоки 11', 11" и 11"' содержат регулировочные клапаны (РК) 24 и контрольно-измерительные приборы (КИП) 25, предназначенные для измерения технологических параметров флюида пласта, как давление Р, дебит Q, температура Т, содержание воды R и другие, которые могут контролироваться оператором пункта управления (ПУ) скважиной (условно не показан), расположенного на поверхности скважины, с возможностью передачи управляющих команд РК 24 с ПУ и контрольной информации о параметрах флюида в продуктивных пластах скважины от КИП 25 в обратном направлении по геофизическому кабелю 12"' через адаптер 14 ТМС и силовому кабелю 4 с разделением сигналов. Муфты 8', 8" и 8'" выполнены с патрубком 26, в котором размещены КИП 25, по крайней мере, расходомер 27 флюида соответствующего пласта скважины. РК 24 выполнены в стаканах 28 с перепускным седлом 29. В полости стакана 28 со стороны его открытого торца установлена запорная игла 30, взаимодействующая с перепускным седлом 29, электропривод 31 которой по команде с ПУ сообщает запорной игле 30 возвратно-поступательное движение с возможностью регулирования потока флюида из соответствующего пласта через радиальные каналы 21 муфты и полость стакана 28 в полость корпуса через окна 32 и 33, выполненные в стенке стакана 28 по обе стороны перепускного седла 29. КИП 25 расположены выше шагового электропривода 31 запорной иглы 30 и/или ниже перепускного седла 29, связанные между собой геофизическим кабелем 34, последний размещен в канале, выполненном в стенке стакана 28. В муфтах 8', 8" и 8"' установлены кольцевые задвижки 35 с возможностью осевого перемещения для открытия радиальных каналов 21 с упором в буртик 36, выполненный на муфтах, и зацепления их стопорными кольцами 37 на блоках 11', 11" и 11"' при посадке в муфты 8', 8" и 8"' для последующего закрытия радиальных каналов 21 при демонтаже блоков 11', 11" и 11"' и фиксации их разжимающимися кольцами 38 в проточке 39, фиксирующей закрытое положение. ТМС скважины оснащена интерфейсами передачи управляющих команд РК 24 от ПУ скважиной и информации от КИП 25 в обратном направлении через систему связи GPRS или 3G.

Монтаж предлагаемой установки для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины с ТМС выполняется следующим образом. В устье скважины трубы 6', 6" и 6"' корпуса устройства одновременно-раздельной эксплуатации пластов, оснащенные пакерами 7', 7" и 7"' с механическими якорями 9* и 9", поочередно соединяют между собой муфтами 8', 8" и 8'" перекрестного течения флюидов, в которых радиальные каналы 21 закрыты кольцевыми задвижками 35. Корпус в сборе опускают в обсадную трубу 1 с помощью колонны НКТ 2 и закрепляют механическими якорями 9' и 9". Затем блоки 11', 11" и 11"' регулирования и учета дебита пластов I, II и III скважины с закрытыми перепускными седлами 29 с помощью запорных игл 30 соединяют между собой и с опорным фланцем 16 геофизическими кабелями 12', 12" и 12"', размещенными в телескопических трубках 22 и растянутыми по длине под воздействием пружин 23, с закрепленным штырем 15 контактной пары кабельного разъема 13 на противоположной стороне опорного фланца 16, в котором выполнены отверстия 17. Фланцем 16 прицепляют блоки 11', 11" и 11"' к колонне НКТ 2 и с помощью последней блоки 11', 11" и 11"' в связке последовательно спускают в корпус устройства и усилием скважинного доводчика с поверхности скважины поочередно герметически сажают в гнезда муфт 8', 8" и 8'" по мере увеличения диаметров посадочных мест с сокращением длины геофизических кабелей 12', 12" и 12"' в телескопических трубках 22 путем сжатия пружин 23, т.е. сначала в муфту 8"' с наименьшим диаметром d'", затем в муфту 8" с диаметром d", после чего в муфту 8' с наибольшим диаметром d'. Вместе с посадкой блоков 11', 11" и 11"' в гнезда муфт 8', 8" и 8"' кольцевые задвижки 35 зацепляются за блоки 11', 11" и 11"' стопорными кольцами 37 и вместе смещаются вдоль центральной оси до упора кольцевой задвижки 35 в буртик 36, выдавливая из фиксирующих проточек 39 разжимающиеся кольца 38, открывая тем самым ранее закрытые радиальные каналы 21 для потока флюида из соответствующего пласта скважины. Блоки 11', 11" и 11"' закрепляются в каждой муфте 8', 8" и 8"' под усилием сжатия пружин 23 посредством прижатия опорного фланца 16 и закрепления его на торце корпуса устройства одновременно-раздельной эксплуатации пластов. При этом потоки флюидов из пластов I, II и III скважины поступают через открытые радиальные каналы 21 в полости муфт 8', 8" и 8'" по мере посадки блоков 11', 11" и 11"' в соответствующие гнезда муфт. После этого колонну НКТ 2 отцепляют от устройства одновременно-раздельной эксплуатации пластов и удаляют из обсадной трубы 1. Следующим этапом в обсадную трубу 1 скважины спускают колонну НКТ 2 с глубинным электроприводным насосом 3, силовым кабелем 4, питающим погружной электропривод 5 глубинного насоса 3, на торце которого установлены адаптер 14 ТМС, геофизический кабель 12"' с розеткой 18 и центратор этой розетки. Нажатием розетки 18 на штырь 15 колонной НКТ 2 осуществляется герметическое соединение штыря 15 с розеткой 18 контактной пары кабельного разъема 13 и подключение ПУ с помощью ТМС, не требующей прокладки дополнительных кабелей связи для получения контрольной информации от КИП и передачи управляющих сигналов РК.

Предложенная установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины с ТМС работает следующим образом.

После монтажа установки одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины с ТМС в полостях блоков 11', 11" и 11'" регулирования и учета дебита происходит замер давления Р, температуры Т, содержания воды R и других параметров флюида КИП 25 каждого из пластов I, II и III скважины, в отдельности. Контрольная информация о технологических параметрах флюида в пластах скважины от КИП 25 передается ТМС на ПУ скважиной с помощью интерфейсов связи с КИП 25 по геофизическим кабелям 34, 12' и/или 12" и/или 12"' и силовому кабелю 4 через кабельный разъем 13 и адаптер 14 ТМС, установленный на торце электропривода 5 насоса 3, с разделением сигналов. Оператор ПУ анализирует технологические параметры флюида каждого из пластов I, II и III скважины и по результатам измерения КИП 25 по команде с ПУ на шаговый электропривод 31 ТМС запорной иглой 30 изменяет пропускное сечение перепускного седла 29 одного или нескольких РК 22 до достижения допустимого значения технологических параметров флюида пластов, которыми в смешанном состоянии заполняют полость 10 обсадной трубы 1 выше глубинного электроприводного насоса 3, после чего оператор с ПУ запускает скважину в эксплуатацию. Насос 3 перекачивает скважинный флюид из полости 10 обсадной трубы 1, поступающий из продуктивных пластов I, II и III скважины сквозь соответствующие открытые радиальные каналы 21 муфт 8', 8" и 8"', омывая КИП 25 ниже РК 24 блоков 11', 11" и 11'" регулирования и учета дебита, окно 32, перепускное седло 29, открытое запорной иглой 30, окно 33 РК 24 через полость патрубка 26, омывая КИП 25 выше РК 24, в полость трубы 6' и/или 6" и/или 6'" корпуса, сообщающиеся через продольные каналы 19 муфт 8' и/или 8" и/или 8"', далее через отверстия 17 в опорном фланце 16 и полость 10 обсадной трубы 1 на поверхность скважины. Протекая через полость патрубка 26, расходомер 27 флюида КИП 25 замеряет дебит Q соответствующего пласта скважины и передает информацию о нем на ПУ. В процессе эксплуатации скважины происходит обводнение или депрессия продуктивных пластов I и/или II и/или III скважины, последняя определяется отрицательной разностью давлений в пласте и в полости 10 обсадной трубы 1, замеренных датчиками давлений КИП 25 перед перепускным седлом 29 и выше шагового электропривода 31 запорной иглы 30. С целью повышения качества добываемого скважинного флюида возникает необходимость селективного смешения флюидов пластов в полости 10 обсадной трубы 1 путем изменения пропускного сечения перепускного седла 29 запорной иглой 30 с помощью шагового электропривода 31 ТМС одного или нескольких РК 22 до достижения допустимого значения технологических параметров флюида пластов или отключения обводненного или депрессивного пласта, которые осуществляются по команде оператора с ПУ.

Получаемая с глубинных КИП контрольная информация может быть транслирована в режиме он-лайн через систему передачи данных GPRS или 3G в любую точку мира, имеющую доступ в интернет. Таким же образом может происходить передача управляющих команд РК 24.