УСТАНОВКА ДЛЯ ПЕРЕКАЧКИ ЖИДКОСТИ ИЗ НИЖНЕГО В ВЕРХНИЕ ПЛАСТЫ СКВАЖИНЫ (ВАРИАНТЫ)
APPARATUS FOR PUMPING LIQUID FROM LOWER TO UPPER WELL FORMATIONS (VERSIONS)

Группа изобретений относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использована для перекачки жидкости из нижнего обводненного пласта в верхние нефтеносные пласты скважины.
Известна установка для закачки жидкости из нижнего пласта в верхний пласт скважины, имеющая возможность герметизации устья и содержащая пакер, спущенный в скважину на колонне труб, в которой выполнены радиальные каналы, а на конце колонны труб установлен всасывающий клапан, разобщающий заколонное пространство на две части выше и ниже пакера, электрический погружной насос, образующий в колонне труб верхнюю полость, сообщающуюся с верхним пластом через радиальные каналы, и нижнюю полость, сообщающуюся с нижним пластом через всасывающий клапан, в которой установлен датчик напора жидкости с возможностью включения и выключения электропогружного насоса (Патент RU №2287671 С1. Установка для закачки жидкости из нижнего пласта в верхний пласт скважины. - МПК: E21B 43/14. - Опубл. 20.11.2006). Недостатком известной установки является низкая эффективность перекачки жидкости в скважине.
Известны два варианта установки для внутрискважинной перекачки воды из нижнего пласта в верхний, которые содержат колонну лифтовых труб, пакер, электропогружной насос с электродвигателем, кабелем и кожухом, охватывающим электродвигатель, снабжен узлом герметизации кабеля, который размещен во входном модуле насоса и сообщен с подпакерным пространством через хвостовик. По первому варианту исполнения на выходе электропогружного насоса установлен обратный клапан, через который насос сообщается с колонной лифтовых труб, выполненных с отверстием для подачи воды в межтрубное пространство и верхний пласт. В промежутке между отверстием в лифтовой трубе и выходом насоса установлен расходомер. По второму варианту внутри колонны лифтовых труб размещена дополнительная колонна лифтовых труб, сопряженных двухканальной муфтой с посадочным местом, выполненным с ниппелем подвижного соединения для подачи воды в межтрубное пространство и верхний пласт (Патент RU №2351749 С1. Установка для внутрискважинной перекачки воды из нижнего пласта в верхний (варианты). - МПК: E21B 43/14. - Опубл. 10.04.2009). Недостатком известной установки является низкая эффективность перекачки жидкости в скважине.
Наиболее близким аналогом заявляемого изобретения является установка для закачки жидкости в верхний пласт скважины из нижнего, содержащая пакер, установленный между пластами, электропогружной насос с электроприводом и входным модулем, с кабелем, проходящим через узел герметизации кабеля входного модуля, и обратным клапаном на выходе для сообщения с колонной лифтовых труб и внутрискважинным пространством, кожух, выполненный с охватом электропогружного насоса, герметично соединенный с входным модулем электропогружного насоса, сообщающийся с подпакерным пространством через хвостовик, и расходомер. Выше клапана закачки на лифтовой колонне размещен дополнительный пакер с узлом герметизации кабеля, установленный выше верхнего пласта. Между насосом и электроприводом расположен гидрокомпенсатор. Колонна лифтовых труб сообщена с внутрискважинным пространством через клапан закачки, пропускающий изнутри наружу. Электропривод снизу оснащен измерительным блоком, выполненным с возможностью передачи информации по кабелю электропогружного насоса, измерительный блок снабжен демпфирующей втулкой для центрирования и гашения вибраций в кожухе (Патент RU №2436939 С1 на изобретение. Установка для закачки жидкости в верхний пласт скважины из нижнего. - МПК: E21B 43/14. - Опубл. 20.12.2011). Данное изобретение принято за прототип.
Недостатком известной установки является низкая эффективность закачки жидкости в верхний пласт скважины из нижнего из-за сложности конструкции установки.
Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является упрощение конструкции установки и дозированной перекачки жидкости из нижнего обводненного пласта в верхние нефтеносные пласты скважины.
Техническим результатом является повышение эффективности перекачки жидкости из нижнего обводненного пласта в верхние нефтеносные пласты скважины.
Указанный технический результат достигается тем, что, в известной установке для перекачки жидкости из нижнего в верхние пласты скважины, в первом варианте исполнения, содержащей устанавливаемые в стволе скважины лифтовые трубы, связанные пакером, разобщающим межпластовое пространство скважины, погружной насос, включающий погружной электропривод, оснащенный блоком телеметрии, герметически соединенные силовым кабелем со станцией управления, приемный модуль и рабочие секции с обратным клапаном на выходе, сообщающимся с полостью лифтовых труб, и пакером с кабельным вводом, расположенным над нефтеносным пластом скважины, согласно предложенному техническому решению погружной насос расположен блоком телеметрии над обводненным пластом скважины и обратным клапаном присоединен лифтовыми трубами к стволу межпластового пакера, последний выполнен с кабельным вводом и опорным якорем, а надпластовый пакер с кабельным вводом выполнен опорным, при этом межпакерные лифтовые трубы на уровне нефтеносного пласта соединены скважинной проточной камерой, в стенке которой выполнены радиальные проточные отверстия, сообщающие полости лифтовых труб с нефтеносным пластом через межпакерное пространство скважины.
Указанный технический результат достигается тем, что, в известной установке для перекачки жидкости из нижнего в верхние пласты скважины, по второму варианту исполнения, содержащей устанавливаемые в стволе скважины лифтовые трубы, связанные пакером, разобщающим межпластовое пространство скважины, погружной насос, включающий погружной электропривод, оснащенный блоком телеметрии, герметически соединенные силовым кабелем со станцией управления, приемный модуль и рабочие секции с обратным клапаном на выходе, сообщающимся с полостью лифтовых труб, и пакером с кабельным вводом, расположенным над нефтеносным пластом скважины, согласно предложенному техническому решению погружной насос расположен блоком телеметрии над обводненным пластом скважины и обратным клапаном присоединен лифтовыми трубами к стволу нижнего межпластового пакера, который выполнен с кабельным вводом и опорным якорем, а пакеры, установленные выше последнего, выполнены опорными и с кабельным вводом, при этом межпакерные лифтовые трубы на уровне нефтеносных пластов соединены скважинными проточными камерами, на внутренней стороне стенки которых выполнена кольцевая выемка, а на уровне выемки в стенке выполнены радиальные проточные отверстия, перекрываемые сменной цилиндрической вставкой с дроссельными отверстиями в стенке, дозирующими потоки жидкости из полости лифтовых труб в нефтеносные пласты через межпакерные пространства скважины.
Указанный технический результат достигается тем, что, в известной установке для перекачки жидкости из нижнего в верхние пласты скважины, по третьему варианту исполнения, содержащей устанавливаемые в стволе скважины лифтовые трубы, связанные пакером, разобщающим межпластовое пространство скважины, погружной насос, включающий погружной электропривод, оснащенный блоком телеметрии, герметически соединенные силовым кабелем со станцией управления, приемный модуль и рабочие секции с обратным клапаном на выходе, сообщающимся с полостью лифтовых труб, и пакером с кабельным вводом, расположенным над верхним пластом скважины, согласно предложенному техническому решению погружной насос расположен блоком телеметрии над обводненным пластом скважины и обратным клапаном присоединен лифтовыми трубами к стволу нижнего межпластового пакера, который выполнен с кабельным вводом и опорным якорем, при этом межпакерные лифтовые трубы на уровне нефтеносных пластов соединены скважинными проточными камерами, содержащими гидравлические дроссели, оснащенные дополнительным блоком телеметрии, электрически управляемые с пульта станции управления скважиной по кабелю связи, с возможностью регулирования закачки жидкости из обводненного пласта в нефтеносные пласты скважины, для чего установленные выше пакеры выполнены опорными и с двойным кабельным вводом.
Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам группы заявленных вариантов установок для перекачки жидкости из нижнего в верхний 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 нижнего в верхний 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 нижнего в верхний пласты скважины решают одну и ту же задачу - дозированную перекачку жидкости из нижнего обводненного пласта в верхние нефтеносные пласты скважины.
На фиг. 1 представлена установка для перекачки жидкости из нижнего в верхний пласты скважины, первый вариант; на фиг. 2 - то же, второй вариант; на фиг. 3 - то же, третий вариант.
Установка для перекачки жидкости из нижнего в верхние пласты скважины по первому варианту содержит устанавливаемые в стволе 1 скважины лифтовые трубы 2, связанные пакером 3, выполненным с кабельным вводом и опорным якорем, разобщающим скважинное пространство между обводненным пластом I и нефтеносным пластом II на подпакерное пространство 4, сообщающееся с обводненным пластом I, и межпакерное пространство 5, сообщающееся с нефтеносным пластом II, погружной насос 6, включающий погружной электропривод 7, оснащенный снизу блоком телеметрии 8, соединенных со станцией управления (СУ) силовым кабелем 9, приемный модуль 10 на входе и обратный клапан 11 на выходе, и опорным пакером 12 с кабельным вводом, расположенным над нефтеносным пластом II и образующим надпакерное пространство 13, ограниченное устьевой арматурой 14, через которую герметично пропущен силовой кабель 9. Погружной насос 6 расположен блоком телеметрии 8 на уровне обводненного пласта I скважины и обратным клапаном 11 присоединен лифтовыми трубами 2 к стволу межпластового пакера 3. Межпакерные лифтовые трубы 2 на уровне нефтеносного пласта II соединены скважинной проточной камерой 15, в стенке которой выполнены радиальные проточные отверстия 16, сообщающие полости лифтовых труб 2 с нефтеносным пластом II через межпакерное пространство 5 скважины (Фиг. 1).
Установка для перекачки жидкости из нижнего в верхние пласты скважины по второму варианту содержит опорный пакер 12 с кабельным вводом, установленный над верхним нефтеносным пластом II и опорный пакер 17 с кабельным вводом между верхним нефтеносным пластом II и нижним нефтеносным пластом III, а межпакерные лифтовые трубы 2 на уровне нефтеносных пластов II и III соединены скважинными проточными камерами 18, на внутренней стороне стенки которых выполнена кольцевая выемка 19, а на уровне выемки 19 в стенке камер 18 выполнены радиальные проточные отверстия 20, перекрываемые сменной цилиндрической вставкой 21 с дроссельными отверстиями 22 в стенке, дозирующими потоки жидкости из полости лифтовых труб 2 в нефтеносные пласты II и III через межпакерные пространства 5 и 23 скважины соответственно (Фиг. 2).
Установка для перекачки жидкости из нижнего в верхние пласты скважины, по третьему варианту, содержит опорный пакер 24 с двойным кабельным вводом, установленный над верхним нефтеносным пластом II и опорный пакер 25 с двойным кабельным вводом - между верхним нефтеносным пластом II и нижним нефтеносным пластом III, а межпакерные лифтовые трубы 2 на уровне нефтеносных пластов II и III соединены скважинными проточными камерами 26, содержащими гидравлические дроссели 27, оснащенные дополнительным блоком телеметрии 28, электрически управляемые от пульта управления (ПУ) СУ по кабелю связи 29, герметично пропущенному через устьевую арматуру 14, с возможностью регулирования закачки жидкости из обводненного пласта I в нефтеносные пласты в нефтеносные пласты II и III скважины соответственно (Фиг. 3).
Установки для перекачки жидкости из нижнего в верхний пласты скважины работают следующим образом.
Запускают в работу погружной электроприводной насос 6, подавая электропитание погружному электроприводу 7 по силовому кабелю 9. Погружным электроприводом 7 начинают перекачивать жидкость из обводненного пласта I через подпакерное пространство 4, далее через приемный модуль 10 и обратный клапан 11 в полость лифтовых труб 2, которые сверху перекрывают устьевой арматурой 14 для сохранения создаваемого давления.
По первому варианту исполнения установки жидкость из полости лифтовых труб 2 перетекает в скважинную проточную камеру 15, затем сквозь радиальные проточные отверстия 16 скважинной проточной камеры 15 жидкость поступает в межпакерное пространство 5 между пакером 3 с кабельным вводом и опорным якорем, разобщающим скважинное пространство между обводненным пластом I и нефтеносным пластом II, и опорным пакером 12 с кабельным вводом, расположенным над нефтеносным пластом II. Из межпакерного пространства 5 жидкость под давлением закачивается в нефтеносный пласт II скважины под контролем блока телеметрии 8, последний реагирует на уровень жидкости в подпакерном пространстве 4, сообщающемся с обводненным пластом I, и на давление в нефтеносном пласте II скважины. По реакции блока телеметрии 8, сигнал передается по силовому кабелю 9, герметично пропущенному через устьевую арматуру 14, на СУ, последняя, при необходимости, отключает или включает электропитание погружного электропривода 7 (Фиг. 1). При отключении электропитания погружного электропривода 7 обратный клапан 11 на выходе погружного насоса 6 исключает возможность обратного перетекания жидкости из нефтеносного пласта II в обводненный пласт I скважины.
По второму варианту исполнения установки жидкость из полости лифтовых труб 2 последовательно перетекает в скважинные проточные камеры 18, расположенные на уровне нефтеносных пластов II и III. Затем через дроссельные отверстия 22 в стенках сменных цилиндрических вставок 21, кольцевые выемки 19 в стенках скважинных проточных камер 18 и радиальные проточные отверстия 20 жидкость из полости лифтовых труб 2 поступает в нефтеносные пласты II и III через межпакерные пространства 5 и 23 скважины соответственно. Дозирование потоков жидкости в нефтеносные пласты II и III достигается сменой цилиндрических вставок 21 в скважинных проточных камерах 18, отличающихся дроссельными отверстиями 22. Из межпакерных пространств 5 и 23 жидкость под давлением закачивается в нефтеносные пласты II и III скважины под контролем блока телеметрии 8 на погружном электроприводе 7, который реагирует на уровень жидкости в подпакерном пространстве 4, сообщающемся с обводненным пластом I, и на давление в полости лифтовых труб 2. По реакции блока телеметрии 8 сигнал передается по силовому кабелю 9, герметично пропущенному через устьевую арматуру 14, на СУ, последняя, при необходимости, отключает или включает электропитание погружного электропривода 7 (Фиг. 2). При отключении электропитания погружного электропривода 7 обратный клапан 11 на выходе погружного насоса 6 исключает возможность обратного перетекания жидкости из нефтеносных пластов II и III в обводненный пласт I скважины.
По третьему варианту исполнения установки жидкость из полости лифтовых труб 2 последовательно перетекает в скважинные проточные камеры 26, расположенные на уровне нефтеносных пластов II и III. Затем через гидравлические дроссели 27 с реакцией дополнительных блоков телеметрии 28 на параметры закачки жидкости и передачей сигналов управления на ПУ СУ по кабелю связи 29, герметично пропущенному через устьевую арматуру 14, жидкость дозированными объемами из полости лифтовых труб 2 поступает в нефтеносные пласты II и III через межпакерные пространства 5 и 23 скважины соответственно. Из межпакерных пространств 5 и 23 жидкость под определенным давлением, задаваемым 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 на погружном электроприводе 7, который реагирует на уровень жидкости в подпакерном пространстве 4, сообщающемся с обводненным пластом I, и на давление в полости лифтовых труб 2. По реакции блока телеметрии 8 сигнал передается по силовому кабелю 9 на СУ, последняя, при необходимости, отключает или включает электропитание погружного электропривода 7 (Фиг. 3). При отключении электропитания погружного электропривода 7 обратный клапан 11 на выходе погружного насоса 6 исключает возможность обратного перетекания жидкости из нефтеносных пластов II и III в обводненный пласт I скважины.
Использование предложенных установок для перекачки жидкости из нижнего пласта в верхние пласты скважины позволит значительно повысить эффективность эксплуатации скважин на нефтедобывающих промыслах в соответствии с требованиями Правил охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора РФ №71 от 06 июня 2003 г.