Результат интеллектуальной деятельности: УСТАНОВКА ДЛЯ ПЕРЕКАЧКИ ЖИДКОСТИ ИЗ ВЕРХНЕГО В НИЖНИЕ ПЛАСТЫ СКВАЖИНЫ (ВАРИАНТЫ)

Группа изобретений относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использована для перекачки жидкости из верхнего обводненного пласта в нижние нефтеносные пласты скважины.

Известно устройство межпластовой перекачки воды, содержащее скважину, колонну насосно-компрессорных труб с внутрискважинной насосной установкой в виде многоступенчатого центробежного насоса с погружным электродвигателем, силовой кабель электропитания, наземный блок электроснабжения, управления и контроля, пакер для разобщения ствола скважины между отдающим и принимающим воду пластами. Вход насоса гидравлически сообщен с первым из этих пластов, а выход - со вторым. Устройство снабжено внутрискважинным узлом обеспечения минимального содержания мехпримесей, глубинным скважинным преобразователем расхода воды в последовательность информационных электрических сигналов и проводным каналом электросвязи с наземным блоком вычисления расхода, содержания мехпримесей и учета количества воды, который соединен с блоком электроснабжения, управления и контроля. (Патент RU №44349 U1 на полезную модель. Устройство межпластовой перекачки воды и глубинный скважинный преобразователь расхода для этого устройства. МПК E21B 47/10, G01F 1/06. Опубл. 10.03.2005. Патент RU №2278969 С1 на изобретение. Устройство межпластовой перекачки воды и глубинный скважинный преобразователь расхода для этого устройства. МПК E21B 47/10, G01F 1/06. Опубл. 27.06.2006.) Недостатком известной установки является сложность конструкции.

Известна установка для закачки жидкости из верхнего пласта в нижний пласт скважины с возможностью герметизации устья, содержащая пакер, спущенный на колонне труб, оснащенной обводным каналом и всасывающим клапаном на конце, и электрический погружной насос в составе колонны труб, установленный выше всасывающего клапана и ниже обводного канала, через который полость колонны труб выше насоса сообщена с нижним пластом. Пакер герметично разобщает заколонное пространство скважины на две части: выше и ниже пакера. При этом полость колонны труб ниже насоса имеет возможность сообщения с верхним пластом при перекачке жидкости из заколонного пространства выше пакера - зоны верхнего пласта - в нижний пласт насосом. Между насосом и всасывающим клапаном установлен датчик напора жидкости верхнего водоносного пласта в заколонном пространстве с возможностью включения и выключения насоса. (Патент RU №2287673 С1. Установка для закачки жидкости из верхнего пласта в нижний пласт скважины. МПК E21B 43/14. Опубл. 20.11.2006.) Недостатком известной установки является сложность конструкции.

Известна установка для перекачки жидкости из верхнего пласта скважины в нижний с фильтрацией, включающая два пакера, разъединитель, якорь, расходомер, насос, клапаны и фильтр, спущенные в скважину на колонне труб. Над нижним пакером установлен разъединитель колонны. Колонна труб оборудована гидравлическим якорем и установкой электроцентробежного насоса перевернутого типа, содержащей расходомер, влагомер, электроцентробежный насос, погружной электродвигатель, датчик давления, датчик температуры, над которыми расположен клапан закачки с имеющими выше него верхним пакером с кабельным вводом. В колонне труб установлено извлекаемое устройство распределения потока, состоящее из корпуса, ловильной головки, посадочного седла и заглушек. В корпусе устройства распределения потока выполнены несколько каналов для промывки и закачки. На внешней поверхности устройства распределения потока имеется паз для укладки кабеля. Выше устройства распределения потока установлено извлекаемое устройство очистки жидкости, включающее в себя шламоуловитель, фильтр, посадочное седло и ловильную головку, пропускаемую через полнопроходной перепускной клапан, установленный в верхней части установки, ловильная головка устройства очистки жидкости расположена выше перепускного клапана. Нижний пакер выполнен механического действия. Верхний пакер - с кабельным вводом гидромеханического действия. Нижняя часть установки выполнена с открытым концом в виде воронки или хвостовика и оснащена клапаном-отсекателем. (Патент RU №2485293 С1 на изобретение. Способ внутрискважинной перекачки и установка для перекачки жидкости из верхнего пласта скважины в нижний с фильтрацией. МПК E21B 43/14. Опубл. 20.06.2013.) Недостатком известной установки является низкая эффективность перекачки жидкости в скважине.

Известна насосная установка для перекачки воды в скважине из пласта в пласт, состоящая из насосно-компрессорных труб и насосной установки, содержащей компенсатор, погружной электродвигатель с кабелем, соединенный с секционным насосом через протектор, обратный клапан, скважинный узел учета расхода, температуры, вибрации и давления с линией связи, пристыкованный к нижней части насоса через обратный клапан, и стыковочный узел, стыкующий насосную установку с пакером, расположенным выше кровли нефтяного пласта. Электродвигатель расположен в верхней части насосной установки и снабжен хомутами для защиты линии связи узла учета расхода, давления, вибрации, температуры. Количество секций насоса взаимосвязано с давлением нагнетания. (Патент RU №131069 U1 на полезную модель. Насосная установка для перекачки воды в скважине из пласта в пласт. МПК E21B 43/00. Опубл. 10.08.2013.) Недостатком известной установки является сложность конструкции, влияющая на эффективность перекачки жидкости из обводненного пласта в нефтеносные пласты скважины.

Наиболее близкими аналогами заявляемого изобретения являются установки для внутрискважинной перекачки воды из верхнего пласта в нижний, содержащие колонну лифтовых труб, пакер, разделяющий водоносный и продуктивный пласты, и перевернутый электроцентробежный насос, вход которого сообщен с надпакерным пространством, а выход - хвостовиком с подпакерным пространством. Электродвигатель насоса помещен в герметичный кожух, сообщенный снизу с входом насоса, а сверху - с лифтовой колонной, в которой выше кожуха выполнено отверстие для сообщения с надпакерным пространством. Насос также может быть расположен внутри кожуха. (Патент RU №77900 U1 на полезную модель. Установка для внутрискважинной перекачки воды из верхнего пласта в нижний. МПК E21B 43/20. Опубл. 10.11.2008. Патент RU №131802 U1 на полезную модель. Установка для внутрискважинной перекачки воды из верхнего водоносного пласта в нижний продуктивный. МПК E21B 43/14. Опубл. 27.08.2013.) Данное изобретение принято за прототип.

Недостатком известной установки является низкая эффективность закачки жидкости из верхнего пласта в нижние пласты скважины из-за сложности конструкции установки.

Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является упрощение конструкции установки и улучшение дозирования перекачки жидкости из верхнего обводненного пласта в нижние нефтеносные пласты скважины.

Техническим результатом является упрощение конструкции и повышение эффективности перекачки жидкости из верхнего обводненного пласта в нижние нефтеносные пласты скважины.

Указанный технический результат достигается тем, что в известной установке для перекачки жидкости из верхнего в нижние пласты скважины, в первом варианте, содержащей колонну лифтовых труб, пакер, разобщающий межпластовое пространство скважины, и центробежный насос, сообщающийся входом с надпакерным пространством, а выходом - с подпакерным, включающий электропривод с герметичным вводом кабеля электропитания, соединенного со станцией управления, при этом насос выходом герметически соединен телескопическим стыковочным узлом со стволом пакера с возможностью раздельного спуска их в обсадную трубу скважины и подъема колонной лифтовых труб, герметически пропущенной через устьевой фланец с кабельным вводом, согласно предложенному техническому решению электропривод снабжен блоком телеметрии, которым центробежный насос соединен с колонной лифтовых труб на уровне обводненного пласта скважины, а пакер выполнен с двумя якорными устройствами противоположно направленного действия.

Указанный технический результат достигается тем, что в известной установке для перекачки жидкости из верхнего в нижние пласты скважины, во втором варианте, содержащей колонну лифтовых труб, пакер, разобщающий межпластовое пространство скважины, центробежный насос, сообщающийся входом с надпакерным пространством, а выходом - с подпакерным, включающий электропривод с герметичным вводом кабеля электропитания, соединенного со станцией управления, при этом насос выходом герметически соединен телескопическим стыковочным узлом со стволом пакера с возможностью раздельного спуска их в обсадную трубу скважины и подъема колонной лифтовых труб, герметически пропущенной через устьевой фланец с кабельным вводом, согласно предложенному техническому решению электропривод снабжен блоком телеметрии, которым центробежный насос соединен с колонной лифтовых труб на уровне обводненного пласта скважины, причем пакер, установленный между нефтеносными пластами, выполнен с опорным якорным устройством, а между верхним нефтеносным и обводненным пластами пакер выполнен с запорным якорным устройством, при этом лифтовые трубы на уровне нефтеносных пластов соединены проточной и забойной скважинными камерами, на внутренней стороне стенки которых выполнена кольцевая выемка, на уровне последней в стенке выполнены радиальные проточные отверстия, перекрываемые сменной цилиндрической вставкой с дроссельными отверстиями в стенке, сообщающимися с кольцевой выемкой, дозирующими потоки жидкости из полости лифтовых труб в нефтеносные пласты через межпакерное и подпакерное пространства скважины, для чего на свободном торце забойной камеры установлен шламосборник, блокирующий проточный канал цилиндрической вставки.

Указанный технический результат достигается тем, что в известной установке для перекачки жидкости из верхнего в нижние пласты скважины, в третьем варианте, содержащей колонну лифтовых труб, пакер, разобщающий межпластовое пространство скважины, и центробежный насос, сообщающийся входом с надпакерным пространством, а выходом - с подпакерным, включающий электропривод с герметичным вводом кабеля электропитания, соединенного со станцией управления, при этом насос выходом герметически соединен телескопическим стыковочным узлом со стволом пакера с возможностью раздельного спуска их в обсадную трубу скважины и подъема колонной лифтовых труб, герметически пропущенной через устьевой фланец с кабельным вводом, согласно предложенному техническому решению электропривод снабжен блоком телеметрии, которым центробежный насос соединен с колонной лифтовых труб на уровне обводненного пласта скважины, причем пакер, установленный между нефтеносными пластами, выполнен с опорным якорным устройством, а между верхним нефтеносным и обводненным пластами пакер выполнен с запорным якорным устройством, при этом лифтовые трубы на уровне нефтеносных пластов соединены проточной и забойной скважинными камерами, на внутренней стороне стенки которых выполнена кольцевая выемка, на уровне последней в стенке выполнены радиальные проточные отверстия, перекрываемые корпусом гидравлического дросселя, установленного в скважинные камеры и сообщающегося выходными каналами с кольцевой выемкой, при этом гидравлические дросселя оснащены блоком телемеханической системы с возможностью автоматического управления, соединенные электрическим кабелем связи между собой и с блоком телеметрии электропривода либо ручного управления по кабелю электропитания от панели управления, функционально связанной со станцией управления скважиной, причем корпус гидравлического дросселя проточной камеры выполнен с эксцентричным продольным каналом, сообщающим полости лифтовых труб с возможностью регулирования объема закачки жидкости из обводненного пласта в нефтеносные пласты скважины, причем телескопический стыковочный узел снабжен электрическим разъемом кабеля связи, обеспечивающим раздельный спуск центробежного насоса и пакеров с камерами в обсадную трубу скважины и раздельный подъем их колонной лифтовых труб.

Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам группы заявленных вариантов установок для перекачки жидкости из верхнего в нижние 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 вариантов 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 преобразования на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемые технические решения соответствуют условию патентоспособности «изобретательский уровень».

Заявленные варианты технического решения испытаны и реализованы на нефтяных скважинах. Следовательно, заявляемые варианты установок для перекачки жидкости из верхнего в нижние пласты скважины соответствуют условию патентоспособности «промышленная применимость».

В настоящей заявке на выдачу патента соблюдено требование единства изобретения, поскольку заявленные варианты установки для перекачки жидкости из верхнего в нижние пласты скважины решают одну и ту же задачу - дозированную перекачку жидкости из верхнего обводненного пласта в нижние нефтеносные пласты скважины.

На фиг. 1 представлена установка для перекачки жидкости из верхнего в нижний пласты скважины, первый вариант; на фиг. 2 - то же, второй вариант; на фиг. 3 - то же, третий вариант.

Установка для перекачки жидкости из верхнего в нижний пласты скважины по первому варианту содержит колонну лифтовых труб 1, пакер 2 с двумя противоположно направленным действием опорным якорным устройством 3 и запорным якорным устройством 4, разобщающий межпластовое пространство скважины на надпакерное пространство 5, сообщающееся с обводненным пластом I, и подпакерное пространство 6, сообщающееся с нефтеносным пластом II, и центробежный насос 7, сообщающийся входом с надпакерным пространством 5, а выходом - с подпакерным пространством 6 через ствол пакера 2, герметически соединенный с выходом насоса 7 телескопическим стыковочным узлом 8 с возможностью раздельного спуска в обсадную трубу 9 скважины и подъема их колонной лифтовых труб 1, герметически пропущенной через устьевой фланец 10 с кабельным вводом 11. Центробежный насос 7 включает приемный модуль 12 и электропривод 13 с блоком телеметрии 14, которым насос 7 соединен с колонной лифтовых труб 1 и с кабелем электропитания 15, соединенного со станцией управления (СУ) (Фиг. 1).

В установке по второму варианту пакер 16, разобщающий пространство скважины между нефтеносными пластами II и III, выполнен с опорным якорным устройством 3, а пакер 17, разобщающий пространство скважины между верхним нефтеносным пластом III и обводненным пластом I, - с запорным якорным устройством 4. Лифтовые трубы 1 на уровне нефтеносного пласта III соединены проточной скважинной камерой 18, а на уровне нефтеносного пласта II - забойной скважинной камерой 19. На внутренней стороне стенок скважинных камер 18 и 19 выполнена кольцевая выемка 20, на уровне которой в стенке выполнены радиальные проточные отверстия 21, перекрываемые сменной цилиндрической вставкой 22 с проточным каналом 23 и дроссельными отверстиями 24 в стенке, сообщающимися с кольцевой выемкой 20, дозирующими потоки жидкости из полости лифтовых труб 1 в нефтеносные пласты II и III через подпакерное пространство 6 и межпакерное пространство 25 скважины соответственно. Проточный канал 23 в цилиндрической вставке 22 заблокирован снизу шламосборником 26, установленным на свободном торце забойной камеры 19 (Фиг. 2).

В установке по третьему варианту проточная и забойная скважинные камеры 18 и 19 содержат гидравлические дроссели 27, оснащенные блоком телемеханической системы 28 с возможностью автоматического управления, соединенные электрическим кабелем связи 29 между собой и с блоком телеметрии 14 электропривода 13 либо ручного управления по кабелю электропитания 15 панели управления (ПУ), функционально связанной с СУ скважиной с возможностью регулирования объема закачки жидкости в нефтеносные пласты II и III скважины. На внутренней стороне стенки скважинных камер 18 и 19 выполнена кольцевая выемка 20, на уровне которой в стенке выполнены радиальные проточные отверстия 21, перекрываемые корпусом гидравлического дросселя 27 с выходными каналами 30, сообщающимися с кольцевой выемкой 20. Корпус гидравлического дросселя 27 проточной скважинной камеры 18 выполнен с эксцентричным продольным каналом 31, сообщающим полости лифтовых труб 1 выше и ниже проточной камеры 18. Телескопический стыковочный узел 8 снабжен электрическим разъемом 32 кабеля связи 29, обеспечивающим спуск и подъем центробежного насоса 7 и пакеров 16 и 17 с гидравлическими дросселями 27 отдельно (Фиг. 3).

Установки для перекачки жидкости из верхнего в нижний пласты скважины работают следующим образом.

Запускают в работу погружной центробежный насос 7, подавая электропитание погружному электроприводу 13 по кабелю электропитания 15 от СУ. Электроприводом 13 жидкость из обводненного пласта I центробежным насосом 7 перекачивают в нефтеносный пласт II и III.

По первому варианту исполнения установки жидкость из обводненного пласта I через надпакерное пространство 5 поступает в приемный модуль 12, из которого центробежным насосом 7 через телескопический стыковочный узел 8 и ствол пакера 2 перекачивается в подпакерное пространство 6 и далее в нефтеносный пласт II. Жидкость из надпакерного пространства 5 под давлением закачивается в нефтеносный пласт II скважины под контролем блока телеметрии 8, последний реагирует на уровень жидкости в надпакерном пространстве 5 и на давление в обводненном пласте I скважины. По реакции блока телеметрии 8, последний, при необходимости, отключает или включает электропитание электропривода 13 и передает сигнал по кабелю электропитания 15 на СУ скважиной (Фиг. 1).

По второму варианту исполнения установки жидкость из обводненного пласта I через надпакерное пространство 5 последовательно поступает в приемный модуль 12, из которого центробежным насосом 7 через телескопический стыковочный узел 8 и ствол пакера 17 жидкость последовательно перетекает по лифтовым трубам 1 в проточную скважинную камеру 18, затем через проточный канал 23 сменной цилиндрической вставки 22 по лифтовым трубам 1 и ствол пакера 16 в забойную скважинную камеру 19, на свободном торце которой установлен шламосборник 26, блокирующий проточный канал 23 в сменной цилиндрической вставке 22. Из проточной скважинной камеры 18 жидкость через дроссельные отверстия 24, кольцевую выемку 20 и радиальные проточные отверстия 21 под давлением поступает в межпакерное пространство 25 и закачивается в нефтеносный пласт III скважины. Из забойной скважинной камеры 19 жидкость через дроссельные отверстия 24 в сменной цилиндрической вставке 22, кольцевую выемку 20 и радиальные проточные отверстия 21 под давлением поступает в подпакерное пространство 6 и закачивается в нефтеносный пласт II скважины. Во избежание засорения дроссельных отверстий 24 в сменной цилиндрической вставке 22, шлам, присутствующий в перекачиваемой жидкости, выпадает в шламосборник 26. Дозирование потоков жидкости в нефтеносные пласты II и III достигается сменой цилиндрических вставок 22 в камерах 18 и 19, отличающихся просветом дроссельных отверстий 24. Закачивание жидкости в нефтеносные пласты II и III скважины ведется под контролем блока телеметрии 8, последний реагирует на уровень жидкости в надпакерном пространстве 5 и на давление в обводненном пласте I скважины. По реакции блока телеметрии 8, последний, при необходимости, отключает или включает электропитание электропривода 13 и передает сигнал по кабелю электропитания 15 на СУ (Фиг. 2).

По третьему варианту исполнения установки жидкость из обводненного пласта I через надпакерное пространство 5 поступает в приемный модуль 12, из которого центробежным насосом 7 через телескопический стыковочный узел 8 и ствол пакера 17 жидкость перетекает по лифтовым трубам 1 в проточную скважинную камеру 18 на уровне нефтеносного пласта III. Затем часть жидкости поступает в канал гидравлического дросселя 27 проточной камеры 18, а часть через проточный канал 31 в корпусе гидравлического дросселя 27, по лифтовым трубам 1 и ствол пакера 16 в забойную скважинную камеру 19 на уровне нефтеносного пласта II и гидравлический дроссель 27. Затем через каналы гидравлических дросселей 27, с реакцией блоков телемеханической системы 28 на параметры закачки жидкости или передачей сигналов управления на ПУ, функционально связанной с СУ, по электрическому кабелю связи 29 и кабелю электропитания 15, герметично пропущенному через устьевой фланец 10, жидкость дозированными объемами из полости лифтовых труб 1 поступает в нефтеносные пласты III и II через межпакерное пространство 25 и подпакерное пространство 6 скважины соответственно, из которых жидкость под определенным давлением, задаваемыми блоками телеметрии 28, закачивается в нефтеносные пласты II и III скважины. Одновременно закачка жидкости в нефтеносные пласты II и III скважины ведется под контролем блока телеметрии 8 электропривода 13, который реагирует на уровень жидкости в надпакерном пространстве 5, сообщающемся с обводненным пластом I. По реакции блока телеметрии 8, последний, при необходимости, отключает или включает электропитание электропривода 13 и передает сигнал по кабелю электропитания 15 на СУ (Фиг. 3).

Использование предложенных установок для перекачки жидкости из верхнего пласта в нижние пласты скважины позволит значительно повысит эффективность эксплуатации скважин на нефтедобывающих промыслах в соответствие с требованиями Правил охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора РФ №71 от 06 июня 2003 г.