Установка для перекачки жидкости из нижнего в верхний пласт скважины (варианты)
INSTALLATION FOR PUMPING LIQUID FROM LOWER TO UPPER FORMATION OF WELL (VERSIONS)

Группа изобретений относится к области горного дела и предназначено для перекачки жидкости из нижнего в верхний пласт 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: Е21В 43/14. - Опубл. 20.11.2006).
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, выполненном 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: Е21В 43/14. - Опубл. 10.04.2009).
Известна 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: Е21В 43/14. - Опубл. 20.12.2011).
Наиболее близким аналогом заявляемого изобретения является установка для перекачки жидкости из нижнего в верхние пласты скважины, содержащая, по первому варианту, лифтовые трубы, связанные пакером, разобщающим межпластовое пространство, электропогружной насос, включающий электропривод, оснащенный блоком телеметрии, герметически соединенные силовым кабелем со станцией управления, приемный модуль и рабочие секции с обратным клапаном на выходе, и опорным пакером с кабельным вводом над нефтеносным пластом. Насос расположен блоком телеметрии над обводненным пластом скважины и обратным клапаном присоединен лифтовыми трубами к стволу межпластового пакера, выполненного с кабельным вводом и опорным якорем. 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. Установка по второму варианту содержит опорные пакеры с кабельным вводом, установленные над и между нефтеносными пластами. Межпакерные лифтовые трубы на уровне нефтеносных пластов соединены скважинными проточными камерами, на внутренней стороне стенки которых выполнена кольцевая выемка. На уровне выемки в стенке выполнены радиальные проточные отверстия, перекрываемые сменной цилиндрической вставкой дроссельными отверстиями в стенке, дозирующими потоки жидкости из полости лифтовых труб в нефтеносные пласты через межпакерные пространства скважины. Установка по третьему варианту содержит опорные пакеры с двойным кабельным вводом, установленные над и между нефтеносными пластами. 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. (Патент RU №2591061 С2. Установка для перекачки жидкости из нижнего в верхние пласты скважины (варианты). - МПК: Е21В 43/14, F04B 47/06. - Опубл. 10.07.2016). 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 расширение технологических возможностей установки.
Техническим результатом является расширение технологических возможностей установки при закачке жидкости из нижнего в верхний пласт скважины.
Указанный технический результат достигается тем, что, в известной установке для перекачки жидкости из нижнего в верхний пласт скважины, в первом варианте, содержащей устанавливаемые в стволе скважины лифтовые трубы, связанные надпластовым опорным пакером с кабельным вводом, расположенным над верхним пластом скважины, межпластовым пакером с кабельным вводом и опорным якорем, погружной насос с погружным электроприводом, оснащенным блоком телеметрии, приемным модулем и обратным клапаном на выходе, герметически соединенные силовым кабелем со станцией управления, расположенный над нижним пластом и присоединенный лифтовыми трубами к стволу межпластового пакера, скважинную проточную камеру, встроенную в межпакерные лифтовые трубы на уровне верхнего пласта, в стенке которой выполнены радиальные проточные отверстия, сообщающие полости лифтовых труб с верхним пластом через межпакерную затрубную полость скважины, и расходомер, согласно предложенному техническому решению,
она дополнительно содержит проточный контрольно-измерительный блок с датчиками состава, температуры и давления перекачиваемой пластовой жидкости, включая вышеуказанный расходомер, встроенный в лифтовые трубы между скважинной проточной камерой и межпластовым пакером, связанный кабелем связи с панелью отображения информации о перекачиваемой жидкости на станции управления, при этом электропривод погружного насоса выполнен частотно-регулируемым;
кабель связи контрольно-измерительного блока с панелью отображения информации проложен через второй кабельный ввод, выполненный в надпластовом опорном пакере;
контрольно-измерительный блок связан с блоком телеметрии электропривода для передачи кодированных электрических сигналов с заданной частотой, несущих полученные данные о перекачиваемой жидкости, по силовому кабелю от блока телеметрии на панель отображения информации на станции управления кабелем связи, проложенным через второй кабельный ввод, выполненный в межпластовом пакере.
Указанный технический результат достигается тем, что, в известной установке для перекачки жидкости из нижнего в верхний пласт скважины, во втором варианте, содержащей устанавливаемые в стволе скважины лифтовые трубы, связанные надпластовым опорным пакером с кабельным вводом, расположенным над верхним пластом скважины, межпластовым пакером с кабельным вводом и опорным якорем, погружной насос с погружным электроприводом, оснащенным блоком телеметрии, приемным модулем и обратным клапаном на выходе, герметически соединенные силовым кабелем со станцией управления, расположенный над нижним пластом и присоединенный лифтовыми трубами к стволу межпластового пакера, скважинную проточную камеру, встроенную в межпакерные лифтовые трубы на уровне верхнего пласта, в стенке которой выполнены радиальные проточные отверстия, сообщающие полости лифтовых труб с верхним пластом через межпакерную затрубную полость скважины, и расходомер, согласно предложенному техническому решению,
она дополнительно содержит проточный контрольно-измерительный блок с датчиками состава, температуры и давления перекачиваемой пластовой жидкости, включая вышеуказанный расходомер, встроенный в лифтовые трубы между межпластовым пакером и обратным клапаном погружного насоса, связанный кабелем связи с панелью отображения информации о перекачиваемой жидкости на станции управления, при этом электропривод погружного насоса выполнен частотно-регулируемым;
кабель связи контрольно-измерительного блока с панелью отображения информации проложен через вторые кабельные вводы, выполненные в межпластовом и надпластовом пакерах;
контрольно-измерительный блок связан кабелем связи с блоком телеметрии электропривода для передачи кодированных электрических сигналов с заданной частотой, несущих полученные данные о перекачиваемой жидкости, по силовому кабелю от блока телеметрии на панель отображения информации на станции управления.
Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленных вариантов установки для перекачки жидкости из нижнего в верхний пласт 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 варианты установки для перекачки жидкости из нижнего в верхний пласт скважины могут быть эффективно использованы на нефтедобывающих скважинах. Следовательно, заявляемые технические решения соответствуют условию патентоспособности «промышленная применимость».
На фиг. 1, 2 схематично показаны предлагаемые установки для перекачки жидкости из нижнего в верхний пласт скважины с измерительным блоком между скважинной проточной камерой и межпластовым пакером; на фиг. 3, 4 - то же, с измерительным блоком между межпластовым пакером и обратным клапаном погружного насоса.
Установка для перекачки жидкости из нижнего в верхний пласт скважины, в первом варианте, содержит устанавливаемые в стволе 1 скважины лифтовые трубы 2, связанные надпластовым опорным пакером 3 с кабельным вводом, расположенным над верхним пластом I скважины, и межпластовым пакером 4 с кабельным вводом и опорным якорем, погружной насос 5 с погружным частотно-регулируемым электроприводом 6, оснащенным блоком телеметрии 7, приемным модулем 8 с обратным клапаном на выходе, сообщающимся с полостью лифтовых труб 2, герметически соединенные силовым кабелем 9 со станцией управления 10 электроприводом 6, расположенный над нижним пластом II и присоединенный лифтовыми трубами 2 к стволу межпластового пакера 4, скважинную проточную камеру 11, встроенную в межпакерные лифтовые трубы 2 на уровне верхнего пласта I, в стенке которой выполнены радиальные проточные отверстия 12, сообщающие полости лифтовых труб 2 с верхним пластом I через межпакерную затрубную полость 13 скважины, и проточный контрольно-измерительный блок 14 с датчиками состава, температуры, давления и расходомер 15 перекачиваемой пластовой жидкости, встроенный в лифтовые трубы 2 между скважинной проточной камерой 11 и межпластовым пакером 4, связанный кабелем связи 16 с панелью 17 отображения информации о перекачиваемой жидкости на станции управления 10, проведенный через второй кабельный ввод в надпластовом опорном пакере 3. (Фиг. 1). Контрольно-измерительный блок 14 может быть связан кабелем связи 18, проведенным через второй кабельный ввод в межпластовом опорном пакере 4, с блоком телеметрии 7 частотно-регулируемого электропривода 6 для передачи кодированных электрических сигналов с заданной частотной, несущих полученные данные о перекачиваемой жидкости, по силовому кабелю 9 от блока телеметрии 7 на панель 17 отображения информации на станции управления 10. (Фиг. 2).
Установка для перекачки жидкости из нижнего в верхний пласт скважины, во втором варианте, содержит устанавливаемые в стволе 1 скважины лифтовые трубы 2, связанные надпластовым опорным пакером 3 с кабельным вводом, расположенным над верхним пластом I скважины, и межпластовым пакером 4 с кабельным вводом и опорным якорем, погружной насос 5 с погружным частотно-регулируемым электроприводом 6, оснащенным блоком телеметрии 7, приемным модулем 8 с обратным клапаном на выходе, сообщающимся с полостью лифтовых труб 2, герметически соединенные силовым кабелем 9 со станцией управления 10 электроприводом 6, расположенный над нижним пластом II и присоединенный лифтовыми трубами 2 к стволу межпластового пакера 4, скважинную проточную камеру 11, встроенную в межпакерные лифтовые трубы 2 на уровне верхнего пласта I, в стенке которой выполнены радиальные проточные отверстия 12, сообщающие полости лифтовых труб 2 с верхним пластом I через межпакерную затрубную полость 13 скважины, и проточный контрольно-измерительный блок 14 с датчиками состава, температуры, давления и расходомер 15 перекачиваемой пластовой жидкости, встроенный в лифтовые трубы 2 между межпластовым пакером 4 и обратным клапаном погружного насоса 5, связанный с панелью 17 отображения информации о перекачиваемой жидкости на станции управления 10 кабелем связи 16, проведенным через вторые кабельные вводы межпластового пакера 4 и надпластового опорного пакера 3. (Фиг. 3). Контрольно-измерительный блок 14 может быть связан кабелем связи 18, проведенным через второй кабельный ввод в межпластовом опорном пакере 4, с блоком телеметрии 7 частотно-регулируемого электропривода 6 для передачи кодированных электрических сигналов с заданной частотной, несущих полученные данные о перекачиваемой жидкости, по силовому кабелю 9 от блока телеметрии 7 на панель 17 отображения информации на станции управления 10. (Фиг. 4).
Установки для перекачки жидкости из нижнего в верхний пласт скважины работают следующим образом.
Вначале запускают в работу погружной электроприводной насос 5, подавая электропитание погружному частотно-регулируемому электроприводу 6 по силовому кабелю 9, которым через приемный модуль 8 с помощью погружного электроприводного насоса 5 с обратным клапаном на выходе начинают перекачивать жидкость из пласта I в полость лифтовых труб 2.
При расположении контрольно-измерительного блока 14 между скважинной проточной камерой 11 и межпластовым пакером 4, в первом варианте, жидкость из полости лифтовых труб 2 перетекает через проточный измерительный блок 14 с датчиками состава, температуры, давления и расходомером 15 перекачиваемой пластовой жидкости в скважинную проточную камеру 11, и сквозь радиальные проточные отверстия 12 жидкость поступает в межпакерную затрубную полость 13 скважины между надпластовым опорным пакером 3 и межпластовым пакером 4. Из межпакерной затрубной полости 13 скважины жидкость под давлением погружного электроприводного насоса 5 закачивается в пласт I скважины под контролем проточного контрольно-измерительного блока 14 с датчиками состава, температуры, давления и расходомером 15 перекачиваемой пластовой жидкости, который реагирует на состав, температуру, объем перекачки и на давление пластовой жидкости в забойном пространстве скважины, сообщающимся с пластом II скважины. При перетекании жидкости из полости лифтовых труб 2 через проточный контрольно-измерительный блок 14 в скважинную проточную камеру 11, по реакции датчиков состава, температуры, давления и расходомера 15, полученные данные о состоянии перекачиваемой жидкости передаются по кабелю связи 16 через второй кабельный ввод в надпластовом опорном пакере 3 на панель 17 отображения информации станции управления 10, последняя управляет частотой вращения приводного вала погружного частотно-регулируемого электропривода 6 погружного электроприводного насоса 5 по силовому кабелю 9 через кабельные вводы межпластового пакера 4 и надпластового опорного пакера 3. Информация о состоянии перекачиваемой жидкости может быть передана по кабелю связи 18, проведенному через второй кабельный ввод межпластового опорного пакера 4, в блок телеметрии 7 частотно-регулируемого электропривода 6, которым в виде кодированных электрических сигналов в заданной частотной полосе связи, несущих полученные данные о перекачиваемой жидкости, передаются по силовому кабелю 9 через кабельные вводы межпластового пакера 4 и надпластового опорного пакера 3 на панель 17 отображения информации на станции управления 10, последняя управляет частотой вращения приводного вала погружного частотно-регулируемого электропривода 6 погружного насоса 5 по силовому кабелю 9.
При расположении контрольно-измерительного блока 14 между межпластовым пакером и обратным клапаном погружного насоса 5, во втором варианте, жидкость из полости лифтовых труб 2 протекает через проточный контрольно-измерительный блок 14 в скважинную проточную камеру 11, по реакции датчиков состава, температуры, давления и расходомера 15, полученные данные о состоянии перекачиваемой жидкости передаются по кабелю связи 16 через вторые кабельные вводы межпластового пакера 4 и надпластового опорного пакера 3 на панель 17 отображения информации станции управления 10, последняя управляет частотой вращения приводного вала погружного частотно-регулируемого электропривода 6 погружного электроприводного насоса 5 по силовому кабелю 9, и, при необходимости, в зависимости от результатов состоянии перекачиваемой жидкости, отключает или включает электропитание погружного электропривода 6. При отключении электропитания погружного электропривода 6, обратный клапан на выходе погружного насоса 5 исключает возможность обратного перетекания жидкости из верхнего пласта I в нижний пласт II скважины. Информация о состоянии перекачиваемой жидкости может быть передана по кабелю связи 18, проведенному через второй кабельный ввод межпластового опорного пакера 4, в блок телеметрии 7 частотно-регулируемого электропривода 6, которым в виде кодированных электрических сигналов с заданной частотой, несущих полученные данные о перекачиваемой жидкости, передаются по силовому кабелю 9 через кабельные вводы межпластового пакера 4 и надпластового опорного пакера 3 на панель 17 отображения информации на станции управления 10, последняя управляет частотой вращения приводного вала погружного частотно-регулируемого электропривода 6 погружного электроприводного насоса 5 по силовому кабелю 9. При необходимости, в зависимости от результатов состоянии перекачиваемой жидкости, станция управления 10 отключает или включает электропитание погружного электропривода 6. При отключении электропитания погружного электропривода 6, обратный клапан на выходе погружного насоса 5 исключает возможность обратного перетекания жидкости из верхнего пласта I в нижний пласт II скважины.
Использование предложенных установок для перекачки жидкости из нижнего в верхний пласт скважины позволит значительно расширить их технологические возможности, тем самым повысить эффективность эксплуатации нефтедобывающих скважин.