Результат интеллектуальной деятельности: УСТРОЙСТВО ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЗАКАЧКИ АГЕНТА В ПЛАСТЫ СКВАЖИНЫ (ВАРИАНТЫ)

Изобретение относится к горному делу, в частности к добыче нефти с вытеснением нефти из пластов закачиваемым агентом.

Известна установка для закачки водогазовой смеси в нефтяной пласт, содержащая эжектор-смеситель с линиями подачи газа и воды, на выходе которого установлен насосный агрегат, сепаратор высокого давления для отделения избыточного количества воды, выход которого гидравлически связан с насосным агрегатом, нагнетательную скважину с колонной насосно-компрессорных труб, снабженной пакером и образующей со скважиной межтрубное пространство, линию подачи водогазовой смеси, соединяющую насосный агрегат с нагнетательной скважиной, линию сброса воды, гидравлически связывающей сепаратор и линию подачи воды в насосный агрегат. Сепаратор выполнен в виде цилиндрической камеры, на входе которой неподвижно по оси камеры установлен шнековый завихритель потока, а нижняя часть камеры выполнена в виде патрубка, направленного внутрь камеры, на внешней стороне которой выполнены каналы для отвода отсепарированной воды в межтрубное пространство. Сепаратор установлен на колонне насосно-компрессорных труб над пакером, линия сброса воды сепаратора проходит через межтрубное пространство. На линиях подачи газа, воды и сброса воды из сепаратора установлены расходомеры и регулирующие клапаны с возможностью управления контроллером, на вход которого обеспечена подача показаний расходомеров, а выходного сигнала - на регулирующие клапаны для обеспечения поддержания оптимального газосодержания в водогазовой смеси при ее закачке. Установка снабжена емкостью для поверхностно-активного вещества с дозирующим насосом, выходной патрубок которого гидравлически связан с линией подачи воды в эжектор-смеситель (Патент RU №136082 U1 «Установка подготовки и закачки мелкодисперсной водогазовой смеси (МДВГС) в пласт». - МПК: Е21В 43/16. - 27.12.2013).

Наиболее близким аналогом является нагнетательная скважина, содержащая обсадную трубу, перфорированную на уровне нефтеносных пластов, в которой размещена колонна насосно-компрессорных труб, по крайней мере, с одним пакером, установленным выше нефтеносного пласта, устьевую запорно-перепускную арматуру, станцию управления с устройством управления, содержащим реле времени и управляющий контроллер с программным обеспечением, устройство для измерения скважинных параметров датчиками давления и температуры и расходомером, расположенными в скважине, соединенные геофизическим кабелем с устройством управления, и регулировочные клапаны с возможностью управления контроллером. В колонну насосно-компрессорных труб встроены муфты перекрестного течения, радиальные каналы которых сообщают центральный канал с нефтеносными пластами через межтрубные пространства, разобщенные пакерами, над последними насосно-компрессорные трубы герметически соединены подвижными разъединительными муфтами с возможностью поочередной посадки пакеров в обсадной трубе, а продольные каналы сообщают полости насосно-компрессорных труб выше и ниже муфт перекрестного течения, причем продольные каналы нижней муфты заблокированы заглушкой. В центральном канале муфт перекрестного течения герметически установлен блок телемеханической системы регулирования потока и учета расхода закачиваемого рабочего агента в соответствующие пласты, включающий регулировочный клапан с электроприводом программного управления и проточное седло, датчики телеметрии и расходомер, расположенные в гильзе, установленной выше каждой муфты перекрестного течения, и соединены между собой геофизическим кабелем, пропущенным через лубрикатор, установленный на колонне насосно-компрессорных труб, которым блоки телемеханической системы связаны с устройством управления для передачи управляющих команд электроприводам регулировочных клапанов от управляющего контроллера и контрольной информации от датчиков телеметрии на контрольно-измерительные приборы станции управления по геофизическому кабелю с разделением сигналов. Блоки телемеханической системы выполнены с возможностью последовательной посадки их геофизическим кабелем из устья скважины в гнезда соответствующих муфт перекрестного течения и демонтажа при ремонте и обслуживании их, для чего диаметры посадочных мест в муфтах для блоков, соответственно, уменьшаются сверху вниз. Геофизические кабели на участках между блоками телемеханической системы размещены в телескопических трубках, оснащенных пружинами сжатия, с возможностью изменения расстояния между блоками при поочередной посадке и демонтаже их в соответствующих муфтах перекрестного течения закачиваемой в пласты газожидкостной эмульсии (Патент RU №2574641 С2 «Нагнетательная скважина». - МПК: Е21В 43/12, Е21В 43/20. - 10.02.2016). Данное изобретение принято за прототип.

Недостатком известных технических решений по закачке газожидкостной эмульсии в многопластовые скважины является проводка геофизического кабеля в трубах нагнетания газожидкостной эмульсии, значительно усиливающие процесс разрушения изоляционной оболочки кабеля одновременным воздействием на него турбулентного потока коррозионно-эрозионной газожидкостной эмульсии и наличия в ней абразивных частиц и газа, снижающие ресурс работы внутрискважинного оборудования.

Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является увеличение ресурса работы внутрискважинного устройства одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины путем проводки геофизического кабеля снаружи насосно-компрессорных труб, исключающей воздействие на него турбулентного потока коррозионно-эрозионной газожидкостной эмульсии.

Техническим результатом является увеличение ресурса работы внутрискважинного оборудования одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном устройстве одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины, в первом варианте исполнения, содержащем устьевую запорно-перепускную арматуру, насосно-компрессорные трубы, сопряженные, по меньшей мере, с нажимным и опорным пакерами, разобщающими затрубное пространство на участки, сообщающиеся с соответствующими нефтеносными пластами, и скважинными камерами распределения закачиваемого агента, в которых выполнены проточный канал, сообщающий полости насосно-компрессорных труб выше и ниже скважинной камеры, причем проточный канал нижней скважинной камеры снизу заблокирован заглушкой, и канал отвода закачиваемого агента в нефтеносный пласт через радиальный канал, сообщающийся с участком затрубного пространства, в котором установлен блок телемеханической системы регулирования потоков и учета расхода закачиваемого агента в нефтеносные пласты, включающий датчики телеметрии, расходомер и электроприводной регулировочный клапан с перепускным седлом, связанный со станцией управления геофизическим кабелем, пропущенным через запорно-перепускную арматуру, согласно предложенному техническому решению геофизический кабель проведен в скважине снаружи насосно-компрессорных труб, для чего пакеры выполнены с кабельным вводом, а проточный канал и канал отвода закачиваемого агента выполнены в гильзах, состыкованных, с одной стороны, с впускным коллектором, последний входом сообщается с полостью насосно-компрессорных труб выше скважинной камеры, и, с другой, - с головкой, сообщающейся выходом проточного канала с полостью насосно-компрессорных труб ниже скважинной камеры, а в головке выполнен радиальный канал, сообщающийся с каналом отвода закачиваемого агента, при этом коллектор и головка соединены кожухом, образующим с гильзами эксцентричную полость, в последней размещена плата приема и передачи контрольно-измерительной информации от датчиков телеметрии и расходомера на станцию управления и команд управления в обратном направлении к электроприводу регулировочного клапана по соответствующим проводам через стенку гильзы канала отвода закачиваемого агента, а затем по геофизическому кабелю, пропущенному через коллектор, для чего на выходе из коллектора и головки скважинных камер, вне зоны соединения их с насосно-компрессорными трубами, установлены вилки или розетки с контактными гнездами кабельных разъемов для соединения платы с геофизическими кабелями, соединяющими блоки телемеханической системы регулирования потока и учета расхода закачиваемого агента каждой скважинной камеры как между собой, так и со станцией управления;

датчики телеметрии блока телемеханической системы регулирования потока и учета расхода закачиваемого агента установлены в канале отвода перед и/или за перепускным седлом регулировочного клапана;

снизу нижней скважинной камеры установлен хвостовик для сбора осевших абразивных частиц, сообщающийся с проточным каналом, заблокированный снизу заглушкой.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном устройстве одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины, во втором варианте исполнения, содержащем устьевую запорно-перепускную арматуру, насосно-компрессорные трубы, сопряженные, по меньшей мере, с нажимным и опорным пакерами, разобщающими затрубное пространство на участки, сообщающиеся с соответствующими нефтеносными пластами, и скважинными камерами распределения закачиваемого агента, в которых выполнены проточный канал, сообщающий полости насосно-компрессорных труб выше и ниже скважинной камеры, причем проточный канал нижней скважинной камеры снизу заблокирован заглушкой, и канал отвода закачиваемого агента в нефтеносный пласт через радиальный канал, сообщающийся с участком затрубного пространства, в котором установлен блок телемеханической системы регулирования потоков и учета расхода закачиваемого агента в нефтеносные пласты, включающий датчики телеметрии, расходомер и электроприводной регулировочный клапан с перепускным седлом, связанный со станцией управления геофизическим кабелем, пропущенным через запорно-перепускную арматуру, согласно предложенному техническому решению геофизический кабель проведен в скважине снаружи насосно-компрессорных труб, для чего пакеры выполнены с кабельным вводом, а проточный канал и канал отвода закачиваемого агента выполнены в гильзах, состыкованных, с одной стороны, с головкой, сообщающейся входом с полостью насосно-компрессорных труб выше скважинной камеры, в которой выполнен радиальный канал, сообщающийся с каналом отвода закачиваемого агента, и, с другой, - с выпускным коллектором, последний выходом проточного канала сообщается с полостью насосно-компрессорных труб ниже скважинной камеры, при этом головка и коллектор соединены кожухом, образующим с гильзами эксцентричную полость, в последней размещена плата приема и передачи контрольно-измерительной информации от датчиков телеметрии и расходомера на станцию управления и команд управления в обратном направлении к электроприводу регулировочного клапана по соответствующим проводам через стенку гильзы канала отвода закачиваемого агента, а затем по геофизическому кабелю, пропущенному через головку, для чего на выходе из головки и коллектора скважинных камер, вне зоны соединения их с насосно-компрессорными трубами, установлены вилки или розетки с контактными гнездами кабельных разъемов для соединения платы с геофизическими кабелями, соединяющими блоки телемеханической системы регулирования потока и учета расхода закачиваемого агента каждой скважинной камеры как между собой, так и со станцией управления;

датчики телеметрии блока телемеханической системы регулирования потока и учета расхода закачиваемого агента установлены в канале отвода перед и/или за перепускным седлом регулировочного клапана;

снизу нижней скважинной камеры установлен хвостовик для сбора осевших абразивных частиц, сообщающийся с проточным каналом, заблокированный снизу заглушкой.

Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленных вариантов устройства одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины, отсутствуют. Следовательно, заявляемые технические решения соответствуют условию патентоспособности «новизна».

Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемых технических решений, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемых технических решений преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемые технические решения соответствуют условию патентоспособности «изобретательский уровень».

Заявленные технические решения могут быть реализованы на любом нефтедобывающем промысле. Следовательно, заявляемые технические решения соответствуют условию патентоспособности «промышленная применимость».

В настоящей заявке на выдачу патента соблюдено требование единства изобретений, поскольку заявленные варианты устройства одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины предназначены для закачки газожидкостной эмульсии в пласты скважины нефтедобывающего промысла. Заявленные технические решения решают одну и ту же задачу - повышение эффективности закачки газожидкостной эмульсии в многопластовые скважины нефтедобывающего промысла.

На фиг. 1 схематично показано устройство одновременно-раздельной закачки агента в пласты нагнетательной скважины; на фиг. 2 - верхние скважинные камеры с прямоточным каналом отвода закачиваемого агента; на фиг. 3 - нижняя скважинная камера с прямоточным каналом отвода закачиваемого агента; на фиг. 4 - верхние скважинные камеры с обратным каналом отвода закачиваемого агента; на фиг. 5 - нижняя скважинная камера с обратным каналом отвода закачиваемого агента.

Устройство одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) агента в пласты скважины в обоих вариантах исполнения содержат устьевую запорно-перепускную арматуру 1, насосно-компрессорные трубы (НКТ) 2, сопряженные, по меньшей мере, с пакером 3, выполненным с кабельным вводом и нажимным якорным устройством, и пакером 4, выполненным с кабельным вводом и опорным якорным устройством, а также, при необходимости, безъякорным пакером 5 с кабельным вводом, разобщающими затрубное пространство на участки 6, 7 и 8, сообщающиеся с соответствующими нефтеносными пластами I, II и III, и скважинными камерами 9, 10 и 11 распределения закачиваемого агента в нефтеносные пласты I, II и III, соответственно (Фиг. 1). Скважинные камеры 9, 10 и 11 оснащены блоками телемеханической системы (ТМС) регулирования потоков и учета расхода закачиваемого агента в нефтеносные пласты I, II и III, связанные со станцией управления (СУ) геофизическим кабелем 12, пропущенным через запорно-перепускную арматуру 1 и проведенным в скважине снаружи НКТ 2. К нижней скважинной камере 11 присоединен хвостовик 13 для сбора осевших абразивных частиц, заблокированный снизу заглушкой 14.

Скважинные камеры 9, 10 и 11 содержат прямоточный канал 15, выполненный в гильзе 16, сообщающей полости НКТ 2 по обе стороны скважинных камер, и канал 17 отвода закачиваемого агента в нефтеносный пласт I или II, либо III, выполненный в гильзе 18 (Фиг. 2, 3, 4 и 5). В канале 17 отвода закачиваемого агента установлены датчики телеметрии 19 (давления, температуры), расходомер 20 и электроприводной регулировочный клапан 21 с перепускным седлом 22 блока ТМС. Датчики телеметрии 19 блока ТМС установлены в канале 17 отвода перед и/или за перепускным седлом 22 регулировочного клапана 21, а расходомер 20 - до перепускного седла 22. Блок ТМС снабжен платой 23 приема и передачи контрольно-измерительной информации от датчиков телеметрии 19 и расходомера 20 на СУ и команд управления в обратном направлении к электроприводу 24 регулировочного клапана 21. Датчики телеметрии 19, расходомер 20 и электропривод 24 регулировочного клапана 21 электрически соединены с платой 23 соответствующими проводами через стенку гильзы 18. Канал 15 отвода закачиваемого агента может быть выполнен в скважинных камерах 9, 10 и 11 либо прямоточным, либо с обратным направлением отвода закачиваемого агента.

В первом варианте исполнения устройства ОРЗ с прямоточным направлением отвода закачиваемого агента гильзы 16 и 18 состыкованы, с одной стороны, с впускным коллектором 25, последний входом сообщается с полостью НКТ 2 выше скважинной камеры, и, с другой, - с головкой 26, сообщающейся выходом проточного канала 15 с полостью НКТ 2 ниже скважинной камеры. В головке 26 выполнен радиальный канал 27. Впускной коллектор 25 и головка 26 соединены кожухом 28, образующим с гильзами 16 и 18 эксцентричную полость 29, в которой размещена плата 23, соединенная с геофизическими кабелями 12, пропущенными через впускной коллектор 25 и головку 26, на выходе из которых, вне зоны соединения ее с НКТ 2, установлены вилки или розетки с контактными гнездами кабельных разъемов 30 для соединения платы 23 с геофизическим кабелем 12 (Фиг. 2). К нижней скважинной камере 11 присоединен хвостовик 13 для сбора осевших абразивных частиц, сообщающийся с прямоточным каналом 15 и заблокированный заглушкой 14, а вилка или розетка с контактными гнездами кабельного разъема 30 для соединения платы 23 с геофизическим кабелем 12 установлена на впускном коллекторе 25 вне зоны соединения его с НКТ 2 (Фиг. 3).

Во втором варианте исполнения устройства ОРЗ с обратным направлением отвода закачиваемого агента, в отличие от первого варианта устройства, гильзы 16 и 18 состыкованы, с одной стороны, с головкой 26, сообщающейся входом с полостью НКТ 2 выше скважинной камеры, в которой выполнен радиальный канал 27, и, с другой, - с выпускным коллектором 25, последний выходом прямоточного канала 15 сообщается с полостью НКТ 2 ниже скважинной камеры (Фиг. 4). К нижней скважинной камере 11 присоединен хвостовик 13, сообщающийся с прямоточным каналом 15 для сбора осевших абразивных частиц и заблокированный заглушкой 14, а вилка или розетка с контактными гнездами кабельного разъема 30 для соединения платы 23 с геофизическим кабелем 12 установлена на головке 26 вне зоны соединения ее с НКТ 2 (Фиг. 5).

Устройства одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины работают следующим образом.

После монтажа устройства одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины в обсадной трубе и подсоединения его геофизическим кабелем 12 к СУ, с поверхности скважины через устьевую запорно-перепускную арматуру 1 по колонне НКТ 2 выполняют закачку рабочего агента в нефтеносные пласты I, II и III.

В первом варианте исполнения устройства ОРЗ с прямоточным направлением отвода закачиваемого агента последний под давлением поступает через впускные коллекторы 25 в прямоточные каналы 15, выполненные в гильзах 16 скважинных камер 9, 10 и 11, на всю глубину скважины до хвостовика 13, заблокированного снизу заглушкой 14, в котором оседают абразивные частицы и другие примеси, присутствующие в закачиваемом агенте. Протекая через впускные коллекторы 25 скважинных камер 9, 10 и 11, закачиваемый агент одновременно поступает в каналы 17 отвода закачиваемого агента в нефтеносные пласты I, II и III, выполненные в гильзах 18, омывая датчики телеметрии 19, затем через просветы перепускных седел 22 и расходомер 20, омывая датчики телеметрии 19 и радиальные каналы 27 в головке 26, перетекает в соответствующие участки 6, 7 и 8 затрубного пространства, а затем в сообщающиеся с ними нефтеносные пласты I, II и III с регулированием просветов перепускных седел 22 регулировочными клапанами 21 блоков ТМС с СУ в соответствии с технологической картой эксплуатации скважины. Регулировочные клапаны 21 блоков ТМС управляются электроприводами 24 путем передачи им управляющих команд с СУ по геофизическому кабелю 16 с обратной связью информации от датчиков телеметрии 19 и расходомера 20 блоков ТМС с отображением контрольно-измерительной информации на СУ. Давление нагнетания рабочего агента нефтеносные пласты I, II и III определяют по датчикам телеметрии 19. Полное открытие всех проточных седел 22 регулировочными клапанами 21 обеспечивает быстрое заполнение нефтеносных пластов I, II и III, а перекрытие их срабатывает как «закрыто». Комбинирование открытия и закрытия проточных седел 22 регулировочными клапанами 19 позволяет дифференцированно регулировать потоки рабочего агента в нефтеносные пласты I, II и III как по времени, так и по расходу рабочего агента в том или другом нефтеносных пластах I, II или III, что позволяет производить блоком ТМС регулируемое поддержание пластового давления в нефтеносных пластах I, II и III.

Использование предлагаемых вариантов устройства одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины позволяет значительно повысить ресурс внутрискважинного оборудования и эффективность эксплуатации нефтяных месторождений в соответствие с требованиями Правил охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора РФ №71 от 06 июня 2003 г.