Результат интеллектуальной деятельности: Нефтедобывающая установка

Изобретение относится к области горного дела, в частности, к добыче нефти и может быть использовано для одновременно-раздельной добычи скважинной жидкости из двух и более нефтеносных пластов одной скважиной.

Известна установка одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины с телемеханической системой, содержащая колонну насосно-компрессорных труб, состоящую из труб, оснащенных пакерами и соединенных муфтами перекрестного течения флюидов, электроприводной насос, силовой кабель и блок регулирования и учета дебита пласта, включающий регулируемые электроприводные клапаны и датчики контроля параметров пластовых флюидов, связанные с контрольно-измерительными приборами на панели управления. Регулировочные клапаны установлены в стаканах, в которых установлены электроприводые запорные иглы, взаимодействующие с перепускными седлами. В стенках стаканов по обе стороны перепускного седла выполнены окна. Датчики контроля параметров пластовых флюидов расположены выше и/или ниже регулируемых клапанов и связаны между собой геофизическим кабелем, размещенным в канале, выполненном в стенке стакана. Блоки регулирования и учета дебита пластов соединены с силовым кабелем посредством геофизического кабеля, адаптера телемеханической системы, установленного на торце электропривода насоса, и кабельного разъема, штырь которого закреплен на опорном фланце с отверстиями, а розетка контактной пары - в центраторе, закрепленном на торце электропривода насоса. (Патент RU 2512228 С1. Установка одновременно-раздельной эксплуатации много-пластовой скважины с телемеханической системой. - МПК: Е21В 43/14, Е21В 47/12. - Опубл. 10.04.2014).

Известна скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двухпластовой скважины, содержащая колонну насосно-компрессорных труб, центробежный насос с электроприводом, связанным силовым кабелем с блоком электропитания системы телеметрии параметров пластовых флюидов, соединенным кабелем связи с панелью контрольно-измерительных приборов станции управления, забойный и опорный пакеры, оснащенные якорными устройствами, хвостовик забора пластового флюида и блок регулирования потоков и учета флюидов, последний включает регулировочные электроприводные клапаны, расположенные в обособленных каналах, сообщающихся через окна с надпакерным пространством, и соединенные кабелем связи с панелью управления посредством кабельного разъема, с возможностью регулирования потоков пластовых флюидов, и раздвижное трубное соединение, состоящее из трубчатых элементов с раструбами на концах, с одной стороны, и ниппелями с манжетами герметизации - с другой, с образованием коаксиальных каналов направления потоков флюидов из разных пластов скважины через радиальные каналы муфты радиального течения в обособленные каналы блока регулирования потоков и учета флюида, снабженные золотниковыми затворами с электроприводами управления и датчиками измерения параметров флюида, функционально связанными кабелем связи с панелью управления. Опорный пакер оснащен муфтой радиального течения, радиальные каналы которой сообщаются с верхним пластом скважины через межпакерное пространство. Сверху опорного пакера установлена прямоточная муфта с каналами продольного течения, на которой герметично установлены трубчатые элементы с раструбами, а снизу прямоточной муфты в ее центральном отверстии закреплен хвостовик забора пластового флюида из нижнего пласта, свободный конец которого подвижно расположен в центральном отверстии муфты радиального течения, образующий со стволом опорного пакера коаксиальные каналы, сообщающиеся через прямоточную муфту с соответствующими каналами раздвижного трубного соединения. Опорный пакер муфтой радиального течения и насосно-компрессорной трубой соединен с забойным пакером, снизу последнего присоединена насосно-компрессорная труба с воронкой на свободном конце, а силовой кабель электропривода центробежного насоса и кабель связи телеметрической системы пропущены через кабельный ввод планшайбы устьевой арматуры и соединены с пунктом электролитания и панелью управления скважиной. (Патент RU 2562641 С2. Способ одновременно-раздельной эксплуатации двухпластовой скважины и скважинная насосная установка для его осуществления. - МПК: Е21В 43/14. - Опубл. 10.09.2015).

Известна клапанная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, содержащая колонну насосно-компрессорных труб, насос для извлечения скважинного продукта, блок регулирования потоков и учета пластовых продуктов, включающий регулируемые электроприводные клапана, расположенные в обособленных каналах, сообщающихся через окна с внутрискважинным пространством, и связанные электрическим кабелем со станцией управления посредством кабельного разъема, забойный пакер, разобщающий нефтеносные пласты скважины, и опорный пакер, установленный выше верхнего нефтеносного пласта, оснащенные якорными устройствами, и стыковочный узел, содержащий трубчатые элементы с коаксиальными проточными каналами, сообщающимися, с одной стороны, с обособленными каналами блока регулирования потоков и учета пластовых продуктов через соответствующие каналы стыковочного узла, а с другой, - с каналами радиально-проточной муфты, расположенной выше забойного пакера, сообщающейся радиальными каналами с верхним пластом скважины, и сопряжена с хвостовиком, соединенным со стволом забойного пакера. Трубчатые элементы стыковочного узла содержат подвижные соединения концевых штуцеров и гладких ниппелей, образующих между собой коаксиальные проточные каналы, последние сообщаются с обособленными каналами блока регулирования потоков и учета пластовых продуктов через соответствующие каналы стыковочного узла. Концевые штуцеры выполнены с развальцованным торцом, а противоположным торцом соединены со стволом опорного пакера посредством прямоточной многоканальной муфты, к последней присоединен патрубок забора скважинного продукта из нижнего пласта, аксиальный центральному каналу и подвижно расположенный в центральном отверстии радиально-проточной муфты, оснащенном кольцевой манжетой и образующим со стволом опорного пакера коаксиальный канал, сообщающийся с верхним пластом скважины через радиальные каналы радиально-проточной муфты. Гладкие ниппели подвижного соединения выполнены на трубчатых элементах стыковочного узла с направляющим конусом и, по меньшей мере, одной кольцевой манжетой с возможностью герметичного телескопического соединения с ответными концевыми штуцерами, обеспечивающие поблочный монтаж и демонтаж насосной установки в стволе скважины. В качестве насоса для извлечения скважинного продукта содержит электроприводной центробежный насос, оснащенный блоком телемеханической системы и соединенный со станцией управления скважиной силовым кабелем, пропущенным через внутрискважинное пространство. Блок регулирования потоков и учета пластовых продуктов скважины соединен с насосом извлечения скважинного продукта посредством муфты, в стенке которой выполнено окно для контакта извлекаемого скважинного продукта с блоком телемеханической системы. Электроприводы регулируемых клапанов блока регулирования потоков и учета пластовых продуктов соединены электрическим кабелем посредством кабельного разъема, расположенного в полости соединительной муфты, либо с блоком телемеханической системы, либо с наземной панелью управления электрическим кабелем, пропущенным через окно соединительной муфты и внутрискважинное пространство. В обособленных каналах блока регулирования потоков и учета пластовых продуктов размещены, по крайней мере, один датчик контрольно-измерительных приборов для измерения, по меньшей мере, одного параметра добываемого продукта из группы, включающей дебит, давление, температуру, химический состав, рН, содержание воды и твердых частиц, склонность к образованию твердого осадка и удельное сопротивление, связанные электрическим кабелем либо с блоком телемеханической системы, либо с наземной панелью управления. (Патент RU 2563262 С2. Клапанная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины. - МПК: Е21В 43/12, Е21В 43/14. - Опубл. 20.09.2016). Данная клапанная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины принята за прототип.

Недостатком известных технических решений является наличие гидродинамического сообщения надпакерной плоскости с нефтеносными пластами при подъеме ЭЦН и/или другого подземного оборудования из скважины, вызывающего кольматацию пор нефтеносных пластов скважины, что усложняет эксплуатацию нефтедобывающих скважин, связанную со сменой оборудования и консервацией скважин.

Основной задачей является уменьшение кольматации нефтеносных пластов скважины посредством отсечения поступления скважинной жидкости из надпакерной полости в нефтеносные пласты скважины, перед заменой ЭЦН и/или другого подземного оборудования нефтедобывающей установки или консервации скважины поблочным удалением их из скважины, не требующей глушения.

Техническим результатом является уменьшение кольматации пор нефтеносных пластов скважины перед сменой оборудования установки и консервацией скважин.

Указанный технический результат достигается тем, что, в нефтедобывающей установке, содержащей колонну насосно-компрессорных труб, центробежный насос с электроприводом, оснащенным блоком телеметрии, связанные силовым кабелем с наземной станцией управления, блок регулирования потоков и учета пластовой жидкости, содержащий датчики контроля параметров извлекаемых пластовых жидкостей с контрольно-измерительными приборами на панели станции управления и регулируемые электроприводные клапана, связанные телемеханической системой управления и установленные в обособленных каналах блока регулирования потока и учета пластовой жидкости, сообщающихся, с одной стороны, с входным модулем центробежного насоса через радиальные окна и надпакерную полость, а с другой, - с нефтеносными пластами скважины, опорный пакер, установленный выше верхнего нефтеносного пласта и смонтированный с центробежным насосом посредством патрубка от блока регулирования потоков и учета пластовых жидкостей и хвостовика от центробежного насоса с проведенными в них кабелями связи, соединенными с приемно-передающими сборками кабельного разъема для передачи результатов измерения датчиками телеметрии на станцию управления и команд электроприводным клапанам в обратном направлении, и забойный пакер с якорным устройством, разобщающий нефтеносные пласты скважины, соединенный с блоком регулирования потоков и учета пластовых жидкостей стыковочным герметичным телескопическим соединением с хвостовиком для забора жидкости из нижнего пласта скважины, согласно предложенному техническому решению,

обособленные каналы блока регулирования потоков и учета пластовых жидкостей соединены выходами с отводным коллектором, закрепленным выпускным патрубком в опорном пакере, соединяемым с хвостовиком от электропривода центробежного насоса посредством второго стыковочного герметичного телескопического соединения, на свободных концах которых закреплены приемно-передающие сборки с возможностью их стыковки кабельным разъемом одновременно с герметичным телескопическим соединением выпускного патрубка коллектора и хвостовика электропривода центробежного насоса, а радиальные окна, сообщающие обособленные каналы с входным модулем центробежного насоса, выполнены в стенке выпускного патрубка коллектора выше опорного пакера;

кабельный разъем выполнен с бесконтактными приемно-передающими сборками.

Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленной нефтедобывающей установки, 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».

Заявленная нефтедобывающая установка может быть эффективно использована на нефтедобывающих скважинах. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».

На фиг .1 показана схема нефтедобывающей установки.

Нефтедобывающая установка содержит колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 1, центробежный насос 2 (ЭЦН) с электроприводом 3 для извлечения скважинной жидкости, оснащенным блоком телеметрии 4, связанные силовым кабелем 5 с наземной станцией управления скважиной 6 (СУ), блок 7 регулирования потоков и учета пластовых продуктов (БРПУ), содержащий датчики 8 контроля параметров Р, Q, С, Т извлекаемой пластовой жидкости с контрольно-измерительными приборами на панели 9 СУ 6 и регулируемые электроприводные клапана 10 (РЭК), установленные в обособленных каналах 11 БРПУ 7 и связанные телемеханической системой управления, опорный пакер 12, установленный выше верхнего пласта I, и забойный пакер 13 с якорным устройством, разобщающий верхний I и нижний II нефтеносные пласты скважины, смонтированный с БРПУ 7 стыковочным герметичным телескопическим соединением 14 патрубка 15, соединенного с входом в обособленный канал 11 БРПУ 7, и хвостовика 16 для забора жидкости из нижнего нефтеносного пласта II скважины. Обособленные каналы 11 на выходе из БРПУ 7 соединены отводным коллектором 17, последний выпускным патрубком 18 установлен в опорном пакере 12, которым соединяется с хвостовиком 19 от электропривода 3 ЭЦН 2 посредством второго стыковочного герметичного телескопического соединения 20 с проведенными в них кабелями 21 связи БРПУ 7 с СУ 6, концы которых соединены с приемно-передающими нижней 22 и верхней 23 сборками кабельного разъема 24, закрепленными в свободных концах хвостовика 19 и выпускного патрубка 18 коллектора 17, с возможностью их стыковки кабельным разъемом 24 для передачи результатов измерения датчиками 8 контроля параметров Р, Q, С, Т извлекаемой пластовой жидкости на панель 9 с контрольно-измерительными приборами СУ 6 и команд управления РЭК 10 в обратном направлении одновременно с герметичным телескопическим соединением 20 выпускного патрубка 18 коллектора 17 и хвостовика 19 электропривода 3 ЭЦН 2. В стенке выпускного патрубка 18 коллектора 17 выше опорного пакера 12 выполнены радиальные окна 25, сообщающие нефтеносные пласты I и II 7 с входным модулем 26 ЭЦН 2 через обособленные каналы 10 БРПУ, отводной коллектор 17 и надпакерную полость 27. Кабельный разъем 24 может быть выполнен с бесконтактными приемно-передающими сборками 22 и 23.

Нефтедобывающая установка работает следующим образом.

Сначала в стволе скважины устанавливают забойный пакер 13, выполненный с якорным устройством, разобщающий нефтеносные пласты I и II, с хвостовиком 16 и штуцером стыковочного герметичного телескопического соединения 14, и закрепляют его в стволе скважины на определенном уровне якорным устройством. Затем в ствол скважины опускают опорный пакер 12 с присоединенным к нему БРПУ 7 выпускным патрубком 18 отводного коллектора 17, на конце которого выполнен штуцер второго стыковочного герметичного телескопического соединения 20, с проведенным в выпускном патрубке 18 кабелем 21 для связи БРПУ 7 с СУ 6, соединенным концом с нижней приемно-передающей сборкой 22 кабельного разъема 24, закрепленным в свободном конце выпускного патрубка 18 коллектора 17. Опускание опорного пакера 12 выполняют до уровня выше верхнего нефтеносного пласта I и полного герметичного соединения патрубка 15 БРПУ 7 с хвостовиком 16 для забора жидкости из нижнего нефтеносного пласта II скважины через забойный пакер 13 посредством соединения ниппеля на конце патрубка 15 и штуцера на конце хвостовика 16 стыковочного герметичного телескопического соединения 14. После этого в устье скважины на колонне НКТ 1 монтируют ЭЦН 2 посредством герметичного соединения ниппеля хвостовика 19 на электроприводе 3 ЭЦН 2 со штуцером выпускного патрубка 18 отводного коллектора 17 БРПУ 7 вторым стыковочным герметичным телескопическим соединением 20, с одновременным электрическим соединением кабелей 21, проведенном в хвостовике 19 и соединенным концом с верхней приемно-передающей сборкой 23, закрепленной в свободном конце хвостовика 19, и в выпускном патрубке 18 коллектора 17 посредством кабельного разъема 24 для связи БРПУ 7 с СУ 6. Демонтаж выполняют в порядке, обратном монтажу, без дополнительных усилий на разъединение стыковочных герметичных телескопических соединений 20 и 14.

С окончанием монтажа нефтедобывающую установку запускают в эксплуатацию. Для этого последовательно включают электропитание СУ 6 и электропривода 3 ЭЦН 2 и проводят тестирование телемеханической системы управления нефтедобывающей установкой, в результате которого происходит замер давления Р, температуры Т, содержания воды R и других параметров жидкостей в пластах I и II скважины, в отдельности, датчиками 8 в обособленных каналах 11 БРПУ 7, контроль блоком телеметрии 4 температуры Т электропривода 3 ЭЦН 2 и давления Р извлекаемой пластовой жидкости на входе в модуль 26 ЭЦН 2. Контрольная информация о технологических параметрах жидкости в пластах I и II скважины от датчиков 8 БРПУ 7 и блока телеметрии 4 передается телемеханической системой на СУ 6 по кабелям 21 через кабельный разъем 24 и силовому кабелю 5 с разделением сигналов. По результатам тестирования нефтедобывающей установки по команде телемеханической системы СУ 6 электроприводы РЭК 10 изменяют пропускное сечение до получения допустимого значения технологических параметров пластовых жидкостей, которыми в смешанном их состоянии заполняют полость отводного коллектора 17 с выпускным патрубком 18 и надпакерную полость 27 до уровня столба скважинной жидкости, выше входного модуля 26 ЭЦН 2, после чего с СУ 6 запускают нефтедобывающую установку в работу. Пластовые жидкости, извлекаемые из нефтеносных пластов I и II, перемещаясь через обособленные каналы 11 БРПУ 7, поступают в отводной коллектор 17, в котором пластовые жидкости смешиваются, затем смешанная скважинная жидкость перемещается через радиальные окна 25 выпускного патрубка 18 и надпакерную полость 27, омывает блок телеметрии 4, измеряющим температуру электропривода 3 и давление скважинного продукта перед ЭЦН 2, и поступает через входной модуль 26 в ЭЦН 2 для подъема ее в устье скважины по колонне НКТ 1. Пластовые жидкости, протекая через обособленные каналы 11 БРПУ 7, омывают датчики 8 контроля параметров извлекаемой пластовой жидкости, (дебит, давление, температуру, химический состав, рН, содержание воды и твердых частиц, склонность к образованию твердого осадка или удельное сопротивление), которые передают их значения по кабелям 21, проведенным в выпускном патрубке 18 и хвостовике 19, и кабельному разъему 24, размещенному приемно-передающими сборками 22 и 23 в полости второго стыковочного герметичного телескопического соединения 20, в наземную СУ 6 с контрольно-измерительными приборами на панели 9. Комбинация положений РЭК 10 в каждом обособленном канале 11 БРПУ 7 позволяет одновременно и раздельно регулировать состав скважинной жидкости перед всасыванием ее ЭЦН 2 через входной модуль 26.

Получаемая телемеханической системой установки 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 электроприводам РЭК 10.