Установка одновременно-раздельной добычи нефти скважиной с боковым наклонно-направленным стволом
UNIT FOR SIMULTANEOUS SEPARATE OIL PRODUCTION BY WELL WITH LATERAL INCLINED SHAFT

Изобретение относится к области горного дела, в частности, к добыче нефти и может быть использовано для добычи скважинной жидкости скважиной с боковым наклонно-направленным стволом.
Известно устройство для обеспечения связи ствола бокового ответвления с обсаженным основным стволом скважины, имеющим окно, через который проходит ствол бокового ответвления, и соединительный элемент для бокового ответвления, проходящий через окно обсадной колонны. (Патент RU 2239041 С2. Способ обеспечения связи ствола или стволов бокового ответвления с обсаженным основным стволом скважины и устройство для его осуществления, система заканчивания скважины, имеющей боковое ответвление, способ связи между оборудованием основного ствола скважины и оборудованием бокового ответвления устройство для его осуществления. - МПК: Е21В 7/08, Е21В 47/12. - 27.10.2004).
Известна конструкция забоя бокового ствола эксплуатационной скважины, содержащая комплекс вмещающих скважину горных пород, состоящий из чередования проницаемых нефтесодержащих и непроницаемых пластов, и нормальную к их простиранию колонну обсадных труб в скважине. В интервале полезной мощности нефтесодержащего пласта в стенке колонны выполнены отверстие и боковой ствол скважины, перекрытые потайной колонной меньшего, чем у обсадной колонны диаметра, снабженной цементировочными манжетами, пакерами и фильтрами. (Патент №27147 U1. Конструкция забоя бокового ствола эксплуатационной скважины. - МПК: Е21В 43/10. - 10.01.2003).
Известна насосная установка для добычи нефти как из нефтяных наклонно-направленных скважин, так и нефтяных скважин эксплуатационной колонной с боковым стволом малого диаметра. (Патент №131801 U1. Насосная установка для эксплуатации скважины с боковым стволом. - МПК: Е21В 43/12. - 27.08.2013).
Известна скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двухпластовой скважины, состоящая из двух блоков внутрискважинного оборудования. Первый блок содержит забойный и опорный пакеры, оснащенные якорными устройствами с противоположным направлением якорных плашек, соединенные насосно-компрессорными трубами (НКТ). К стволу забойного пакера снизу присоединена НКТ с воронкой на конце. Опорный пакер оснащен снизу муфтой перекрестного течения, радиальные каналы которой сообщаются с верхним пластом скважины через межпакерное пространство, а сверху опорного пакера установлена прямоточная муфта с каналами продольного течения, на которой герметично установлены внутренний и наружный трубчатые элементы с раструбами раздвижного трубного соединения. Снизу прямоточной муфты в ее центральном отверстии закреплен хвостовик для забора пластового флюида из нижнего пласта, свободный конец которого с манжетами подвижно расположен в центральном отверстии муфты радиального течения, образующий со стволом опорного пакера коаксиальные каналы, сообщающиеся через прямоточную муфту с соответствующими каналами трубчатых элементов. Второй блок содержит колонну НКТ, электроприводной центробежный насос (ЭЦН) с частотно-регулируемым электроприводом, связанным силовым кабелем с пунктом электропитания, и блок регулирования потоков и учета флюидов (БРПУ), снабженный снизу ниппельными трубчатыми элементами раздвижного соединения с уплотнительными манжетами, образующими при сочленении трубчатых элементов раздвижное трубное соединение с коаксиальными каналами. БРПУ содержит регулировочные клапаны, расположенные в обособленных каналах, сообщающихся через окна с межтрубным надпакерным пространством, снабженные золотниковыми затворами с электроприводами управления и датчиками измерения параметров флюида, функционально связанными кабелем связи и кабельным разъемом с панелью управления, пропущенным через окно муфты для ввода кабеля связи из межтрубного надпакерного пространства, с возможностью регулирования потоков пластовых флюидов регулировочными клапанами, и блок телеметрической системы (ТМС) для измерения параметров пластовых флюидов и пластов, размещенный между ЭЦН и БРПУ, соединенный кабелем связи с панелью управления. Силовой кабель и кабель связи пропускаются через кабельный ввод планшайбы устьевой арматуры с последующей герметизацией и соединены с пунктом электропитания и панелью управления. Колонна НКТ содержит подгоночный патрубок, который герметично соединяют с планшайбой и закрепляют на фланце эксплуатационной колонны. (Патент RU 2562641 С2. Способ одновременно-раздельной эксплуатации двухпластовой скважины и скважинная насосная установка для его осуществления. - МПК: Е21В 43/14. - 10.09.2015). Данная скважинная установка принята за прототип.
Недостатком известных технических решений является низкая эксплуатационная надежность работы установки, снижающей эффективность восстановленных нефтедобывающих скважин.
Основной задачей является повышение нефтеотдачи восстановленных скважин за счет бокового наклонно-направленного ствола и обеспечения работоспособности нефтедобывающей установки.
Техническим результатом является повышение нефтеотдачи восстановленных скважин за счет бокового наклонно-направленного ствола и обеспечения надежности работы нефтедобывающей установки.
Указанный технический результат достигается тем, что, в известной установке одновременно-раздельной добычи нефти скважиной с боковым наклонно-направленным стволом, содержащей вертикальный обсадной ствол с боковым наклонно-направленным обсаженным стволом диаметром, меньшим диаметра вертикального обсадного ствола, проходящим через проем в обсадном стволе, в котором размещены колонна лифтовых труб, двухсторонний погружной электропривод с центробежными насосами, связанный силовым кабелем, пропущенным через кабельный ввод планшайбы устьевой арматуры, с пунктом электропитания, оснащенным панелью управления установкой, блок регулирования потоков и учета флюидов, содержащий регулировочные электроприводные клапаны, установленные в обособленных каналах, сообщающихся выходами с приемной камерой, а снизу муфта перекрестного течения соединена с соответствующими трубами бокового наклонно-направленного ствола скважины, блок телеметрии телемеханической системы управления, соединенный кабелем связи с панелью управления и блоком регулирования потоков и учета флюидов сообщающимся с двухканальным разъемным трубным соединением, забойный и опорный пакеры, последний выполнен с муфтой перекрестного течения, радиальные каналы которой сообщаются с верхним пластом скважины через межпакерное пространство, а центральным каналом продольного течения - с нижним пластом через хвостовик, соединенный с внутренней трубой наклонно-направленного ствола, согласно предложенному техническому решению,
боковой наклонно-направленный ствол обсаженной частью герметично установлен в вертикальном обсадном стволе скважины и сообщается с нефтеносными пластами, внутренняя труба которого герметично соединена с центральным каналом муфты перекрестного течения, при этом забойный пакер установлен в боковом наклонно-направленном стволе между нефтеносными пластами, образующие межпакерную полость, а разъемное трубное соединение нижней частью закреплено в опорном пакере и внутренним патрубком сообщается через центральный канал муфты перекрестного течения с внутренней трубой бокового наклонно-направленного ствола, а наружным патрубком - через радиальные каналы с межпакерной полостью бокового наклонно-направленного ствола, сообщающийся с верхним нефтеносным пластом;
верхний центробежный насос содержит дополнительные рабочие секции последовательного повышения давления нефти.
Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленной установки одновременно-раздельной добычи нефти скважиной с боковым наклонно-направленным стволом, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствуют 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 решений преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень».
Заявленная установка одновременно-раздельной добычи нефти скважиной с боковым наклонно-направленным стволом может быть эффективно использована на восстановленных нефтедобывающих скважинах. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».
На фиг. 1 схематично показана компоновка предлагаемой установки одновременно-раздельной добычи нефти скважиной с боковым наклонно-направленным стволом.
Установка одновременно-раздельной добычи нефти скважиной с боковым наклонно-направленным стволом содержит расположенные в вертикальном обсадном стволе 1 скважины колонну лифтовых труб 2, блок 3 регулирования потоков и учета флюидов (БРПУ) с регулировочными электроприводными клапанами (РЭК), расположенными в обособленных каналах БРПУ, двухсторонний погружной электропривод 4, который с обеих сторон соединен приводными валами с верхним 5 и нижним 6 центробежными насосами и связан силовым кабелем 7 с пунктом электропитания 8, оснащенным панелью 9 управления установкой, блок телеметрической системы 10 (ТМС), соединенным кабелем связи 11 с БРПУ 3, забойный 12 и опорный 13 пакеры, последний оснащен муфтой 14 (МПТ) перекрестного течения, радиальные каналы которой сообщаются с верхним пластом I скважины через межпакерную полость 15 в боковом наклонно-направленном стволе 18 диаметром, меньшим диаметра вертикального обсадного ствола 1 скважины, пронизывающим продуктивные нефтеносные пласты I и II, а каналами продольного течения - с нижним пластом II через хвостовик 16 забора пластового флюида, соединенный с внутренней трубой 17, расположенной в боковом наклонно-направленном стволе 18, и разъемное трубное соединение 19. Верхним центробежный насос 5 выполнен с входным модулем 20 для забора смешанной скважинной жидкости. Силовой кабель 7 электропривода 4 центробежных насосов 5 и 6 пропущен через кабельный ввод планшайбы устьевой арматуры и соединен с пунктом электропитания 8. Верхний насос 5 содержит дополнительные рабочие секции последовательного повышения давления нефти для подъема ее на поверхность по колонне лифтовых труб 2. Боковой наклонно-направленный ствол 18 герметично установлен в вертикальном обсадном стволе 1 скважины, а внутренняя труба 17 его герметично соединена с центральным каналом МПТ 14, для чего в стенке обсадного ствола 1 скважины выполнен проем для прохода бокового наклонно-направленного ствола 18. Забойный пакер 12 выполнен гидравлическим и установлен в боковом наклонно-направленном стволе 18 между верхним I и нижним II нефтеносными пластами. МПТ 14 сверху соединена с двухканальным разъемным трубным соединением 19 двухканальным патрубком 21, герметично установленным в опорном пакере 13, сообщающаяся раздельными полостями с обособленными каналами БРПУ 3, связанного ТМС 10, с контрольно-измерительными приборами (КИП) на панели 9 управления на пункте электропитания 8 для передачи результатов измерения датчиками телеметрии на панель 9 управления и команд управления в обратном направлении погружному электроприводу 4 и РЭК БРПУ 3. Обособленный канал БРПУ 3, сообщающийся с верхним нефтеносным пластом I, на выходе сообщается с приемной камерой 22, а снизу МПТ 14 соединена с соответствующими трубами бокового наклонно-направленного ствола 18 скважины.
Установка одновременно-раздельной добычи нефти скважиной с боковым наклонно-направленным стволом работает следующим образом.
С пункта электропитания 8 по силовому кабелю 7 через устье скважины включают электропитание ТМС 10, и по КИП на панели 9 управления скважиной проверяют параметры давления и влагосодержания нефтеносных пластов I и II, поступающие с ТМС 10 по силовому кабелю 7 путем разделения частоты сигналов. При параметрах пластовых жидкостей в требуемых пределах, по команде с панели 9 управления скважиной подключают двухсторонний погружной электропривод 4, который вращением двухсторонних приводных валов приводит в движение верхний 5 и нижний 6 центробежные насосы. В БРПУ 3 поочередно открывают РЭК и пластовая жидкость из нефтеносного пласта I через межпакерную полость 15, радиальные каналы МПТ 14, один из каналов двухканального патрубка 21, и открытый обособленный канал БРПУ 3 с РЭК, омывая датчики контроля параметров извлекаемой пластовой жидкости, под собственным давлением поступает в нижний центробежный насос 6, которым пластовая жидкость подается в приемную камеру 22, и/или из нефтеносного пласта II через хвостовик 16 по внутренней трубе 17, канал продольного течения МПТ 14, другой канал патрубка 21, и второй обособленный канал БРПУ 3 с РЭК, омывая датчики контроля параметров извлекаемой пластовой жидкости, последняя под собственным давлением поступает также в приемную камеру 22, в которой жидкости из пластов I и II смешиваются между собой. Омывая своим течением ТМС 10 и охлаждая двухсторонний погружной электропривод 4, смешанная пластовая жидкость через боковые каналы поступает в входной модуль 20 верхнего центробежного насоса 5, последний секциями последовательного повышения давления скважинной жидкости поднимает ее по колонне лифтовых труб 2 на поверхность скважины.
Использование предлагаемой установки для одновременно-раздельной добычи нефти скважиной с боковым наклонно-направленным стволом позволит повысить дебит и качество извлекаемой нефти.