Результат интеллектуальной деятельности: ВНУТРИСКВАЖИННОЕ УСТРОЙСТВО ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЗАКАЧКИ АГЕНТА

Изобретение относится к горному делу, в частности к добыче нефти, и может быть использовано для одновременно-раздельной закачки агента в нефтеносные пласты одной скважиной.

Известно внутрискважинное устройство одновременно-раздельной закачки, содержащее колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакерами, устанавливаемыми в обсадной трубе скважины выше нефтеносных пластов, запорно-перепускной арматурой и муфтами перекрестного течения. Радиальные каналы муфт сообщают центральные каналы с нефтеносными пластами, разобщенными пакерами, над последними НКТ герметически соединены подвижными разъединительными муфтами с возможностью поочередной посадки пакеров в обсадной трубе. Продольные каналы сообщают полости НКТ выше и ниже муфт, которые в нижней муфте заблокированы заглушкой. В центральных каналах муфт герметически установлены блоки телемеханической системы (ТМС) с возможностью регулирования потока и учета расхода закачиваемого рабочего агента, включающие регулировочный клапан с электроприводом и проточное седло, датчики телеметрии и расходомер, расположенные в гильзах выше муфт, связанные между собой и с устройством управления, содержащим реле времени и управляющий контроллер с программным обеспечением, геофизическим кабелем, пропущенным через устьевую запорно-перепускную арматуру, с возможностью передачи управляющих команд и контрольной информации с разделением сигналов. Блоки ТМС выполнены с возможностью последовательной посадки их из устья скважины в гнезда соответствующих муфт снизу вверх по мере увеличения диаметров посадочных мест в муфтах. Геофизические кабели между блоками ТМС размещены в телескопических трубках, оснащенных пружинами сжатия (Патент RU №2574641 С2. Нагнетательная скважина. - МПК: Е21В 43/12, Е21В 43/20. - 10.02.2016). Недостатком известной компоновки внутрискважинного оборудования является чрезмерная сложность монтажа в обсадной трубе скважины и последующая ее эксплуатация, снижающие надежность работы.

Известно внутрискважинное устройство одновременно-раздельной закачки, содержащее колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), пакеры, устьевую запорно-перепускную арматуру и телемеханическую систему (ТМС), включающую станцию управления (СУ) и регулировочные клапаны, выполненные единым блоком регулирования потоков и учета (БРПУ) расхода рабочего агента с возможностью поддержания пластовых давлений с помощью управляющего контроллера с программным обеспечением, датчиков телеметрии и расходомера, размещенных в полостях гильз, параллельно расположенных в корпусе блока БРПУ и связанных с контрольно-измерительными приборами на СУ. Блок БРПУ соединен с верхним пакером многоканальным стыковочным узлом, состоящим из подвижных соединений гладких ниппелей и концевых штуцеров, последние установлены на прямоточной многоканальной муфте, образующей коаксиальные проточные каналы. К центральному каналу прямоточной многоканальной муфты присоединен трубчатый хвостовик, герметически установленный противоположным концом в центральном отверстии муфты, встроенной в колонну труб между пакерами и выполненной с радиальными проточными каналами, сообщающими коаксиальный проточный канал стыковочного узла с верхним пластом скважины, и центральный проточный канал - с нижним пластом через полости хвостовика и ствола нижнего пакера. Блок БРПУ присоединен патрубком к колонне НКТ стыковочной муфтой, выполненной со сквозными пазами, и связан с устройством управления геофизическим кабелем, пропущенным через сквозной паз стыковочной муфты и устьевую запорно-перепускную арматуру. К колонне НКТ присоединен дополнительный пакер с кабельным вводом, образующий с пакером, расположенным выше верхнего пласта, нагнетательный коллектор, сообщающий колонну НКТ через сквозные пазы стыковочной муфты с полостью корпуса блока БРПУ через окна в стенке корпуса. Геофизический кабель подсоединен к блоку БРПУ кабельным разъемом, розетка которого закреплена в патрубке, а штырь в дне стыковочной муфты. Трубы, соединяющие пакеры выше пластов, герметически соединены подвижной разъединительной муфтой (Заявка RU №2015106202. Программно-управляемая нагнетательная скважина. - МПК: Е21В 43/12, Е21В 43/14, Е21В 43/16, F05F 5/02. - 27.07.2015). Данное изобретение принято за прототип.

Основным недостатком известного технического решения по одновременно-раздельной закачке рабочего агента в пласты скважины, принятого за прототип, является необходимость перекачивания рабочего агента через пространство обсадной трубы скважины и окна в стенке корпуса и гильзах БРПУ, что требует установки в обсадной трубе над верхним нефтеносным пластом скважины второго дополнительного пакера, с одной стороны, а с другой, образование различных дефектов в обсадной трубе вызывает нарушение ее герметичности, что снижает надежность эксплуатации скважины, при этом наличие многоканального стыковочного узла, состоящего из подвижных соединений гладких ниппелей и концевых штуцеров, усложняет конструкцию внутрискважинного устройства.

Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является упрощение конструкции внутрискважинного устройства одновременно-раздельной закачки агента и повышение надежности эксплуатации скважины.

Техническим результатом является упрощение конструкции внутрискважинного устройства одновременно-раздельной закачки агента и повышение надежности эксплуатации скважины.

Указанный технический результат достигается тем, что, в известном внутрискважинном устройстве одновременно-раздельной закачки агента, содержащем смонтированные на колонне насосно-компрессорных труб пакеры и блок регулирования потоков и учета расхода закачиваемого агента телемеханической системы, включающий дроссельные клапаны, объединенные блоком электроприводов, датчики телеметрии и расходомер, последние размещены в полостях гильз, параллельно расположенных в корпусе, ограниченном снизу прямоточной многоканальной муфтой, и связаны геофизическим кабелем, пропущенным через устьевую запорную арматуру, с контрольно-измерительными приборами на станции управления, при этом нижний торец ствола верхнего пакера соединен с радиально-проточной муфтой, в центральном отверстии последней расположен конец хвостовика, образующего со стволом верхнего пакера коаксиальные проточные каналы раздельной закачки агента в нефтеносные пласты, согласно предложенному техническому решению

корпус и гильзы блока регулирования потоков и учета расхода закачиваемого агента выполнены герметичными, для чего корпус блока сверху ограничен впускным коллектором, сообщающим полость колонны насосно-компрессорных труб с полостями гильз, и в блоке электроприводов дроссельных клапанов выполнен аксиальный патрубок, сообщающий колонну насосно-компрессорных труб с коллектором, причем на входе в патрубок установлен датчик давления закачиваемого агента, связанный геофизическим кабелем с контрольно-измерительным прибором, размещенным на станции управления, а на входах расходящихся каналов коллектора выполнены запорные седла, взаимодействующие с дроссельными клапанами;

ствол верхнего пакера соединен с прямоточной многоканальной муфтой, один из каналов которой сопряжен с торцом второго конца хвостовика.

Проведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленного внутрискважинного устройства одновременно-раздельной закачки агента, 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 использовано на нефтегазовых скважинах. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».

На чертеже схематично показано предлагаемое внутрискважинное устройство одновременно-раздельной закачки агента.

Внутрискважинное устройство одновременно-раздельной закачки агента содержит смонтированные на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) 1 и устанавливаемые в обсадной трубе 2 выше перфораций 3, выполненных на уровне нефтеносных пластов I и II, опорный пакер 4 с нажимным якорным устройством, забойный пакер 5 с опорным якорным устройством и блок регулирования потоков и учета (БРПУ) 6 расхода закачиваемого агента телемеханической системы (ТМС) скважины. БРПУ 6 включает в себя дроссельные клапаны 7, объединенные блоком электроприводов 8, датчики телеметрии (давления пласта p_i, температуры t_i и/или другие) 9 и расходомер (q_i,) 10, последние размещены в герметичных полостях гильз 11, параллельно расположенных в герметичном корпусе 12, ограниченном снизу прямоточной многоканальной муфтой 13, и связаны геофизическим кабелем 14, пропущенным через устьевую запорную арматуру 15, с контрольно-измерительными приборами (КИП) на станции управления (СУ) 16. Ствол пакера 4 соединен сверху с прямоточной многоканальной муфтой 13, а снизу - с радиально-проточной муфтой 17, в центральном отверстии которой расположен конец хвостовика 18, последний торцом другого конца сопряжен с одним из каналов прямоточной многоканальной муфты 13, образующий со стволом опорного пакера 4 коаксиальные проточные каналы 19 раздельного закачивания агента в пласты I и II скважины. Корпус 12 сверху ограничен впускным коллектором 20, сообщающим полость НКТ 1 с полостями гильз 11, для чего в блоке электроприводов 8 дроссельных клапанов 7 размещен аксиальный патрубок 21, сообщающий колонну НКТ 1 с коллектором 20, причем на входе в патрубок 21 установлен датчик 22 давления закачиваемого агента, связанный геофизическим кабелем 14 с КИП, размещенным на СУ 16. На входах расходящихся каналов впускного коллектора 20 выполнены запорные седла, взаимодействующие с дроссельными клапанами 7.

Предложенное внутрискважинное устройство одновременно-раздельной закачки агента работает следующим образом.

Монтаж внутрискважинного устройства одновременно-раздельной закачки агента вели на поверхности скважины последовательно, соединяя по мере спуска в обсадную трубу 2 забойный пакер 5 с опорным якорным устройством, НКТ 1 длиной 300 м, к которой радиально-проточной муфтой 17 присоединяли опорный пакер 4 с нажимным якорным устройством в сборе, затем к стволу опорного пакера 4 прямоточной многоканальной муфтой 13 присоединяли БРПУ 6 расхода закачиваемого агента ТМС скважины, а к блоку электроприводов 8 дроссельных клапанов 7 БРПУ 6 присоединяли НКТ 1. По мере монтажа НКТ 1 длиной 1700 м внутрискважинное устройство одновременно-раздельной закачки агента спускали в обсадную трубу 2 на глубину 2000 м выше перфораций 3, выполненных на уровне нефтеносных пластов I и II, затем возвратно-поступательными движениями сначала установили опорным якорным устройством забойный пакер 5, затем возвратно-поступательными движениями нажимным якорным устройством закрепили опорный пакер 4, после чего через устьевую запорную арматуру 15 пропустили геофизический кабель 14 и с нажимом на НКТ 1 последнюю закрепили на обсадной трубе 2 в устье скважины. Геофизический кабель 14 соединили с КИП на СУ 16.

Закачку агента в нефтеносные пласты I и II осуществляли через колонну НКТ 1 под давлением Р, контролируемым КИП на СУ 16 от датчика 22 давления закачиваемого агента, установленного на входе в патрубок 21, через геофизический кабель 14. Закачиваемый агент из полости колонны НКТ 1 поступает через патрубок 21 в полость впускного коллектора 20, затем через просветы запорных седел в расходящихся каналах, частично или полностью перекрываемых дроссельными клапанами 7, управляемые блоком электроприводов 8, перетекает по расходящимся каналам в полости гильз 11 блока 6 ТМС, омывая собой датчики телеметрии 9 и расходомер 10. Далее через прямоточные каналы многоканальной муфты 13 закачиваемый агент поступает в коаксиальные проточные каналы 19 раздельного закачивания агента, образованные в стволе опорного пакера 4, в соответствующие нефтеносные пласты I и/или II скважины. Так, перетекая по коаксиальному проточному каналу 19, закачиваемый агент поступает через каналы радиально-проточной муфты 17 в нефтеносный пласт I, а по хвостовику 18 - прямо в нефтеносный пласт II скважины. Дроссельные клапаны 7 блока 6 управляются электроприводами, объединенными блоком 8 ТМС путем передачи им управляющих команд от СУ по геофизическому кабелю 14 с обратной связью информации от датчиков телеметрии 9 и расходомера 10 блока 6 ТМС с отображением результатов измерения параметров нефтеносных пластов I и II (давления p_i в пластах, температуры t_t, расхода q_i и/или другие) на КИП СУ 16. Открытие всех запорных седел в расходящихся каналах дроссельными клапанами 7 в блоке 6 ТМС обеспечивает быстрое заполнение нефтеносных пластов I и II закачиваемым агентом, а перекрытие - срабатывает как «закрыто». Комбинирование открытия и закрытия запорных седел дроссельными клапанами 7 блока 6 ТМС позволяет дифференцированно регулировать потоки закачиваемого агента в нефтеносные пласты I и II как по времени, так и по расходу q_i закачиваемого агента до необходимого давления p_i в том или другом нефтеносном пласте I или II, что позволяет поддерживать технологические давления p_i в нефтеносных пластах I и II скважины и вести учет расхода q_i закачиваемого агента.

Предлагаемое внутрискважинное устройство одновременно-раздельной закачки агента позволяет значительно повысить надежность работы скважин в соответствие с требованиями Правил охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора РФ №71 от 06 июня 2003 г.