Двухпакерная компоновка нефтедобывающей установки с изоляцией нарушений герметичности обсадной колонны
TWO-PACKER ARRANGEMENT OF THE OIL-PRODUCING UNIT WITH INSULATION OF CASING LEAKAGE FAILURES

Изобретение относится к области горного дела, в частности к добыче нефти, и может быть использовано в нефтедобывающих скважинах с нарушением герметичности труб обсадных колонн.
Известен пакер, содержащий ствол и пакерирующие узлы с уплотнительными элементами, гидроцилиндром, поршнем и системой взаимосвязанных отверстий. Пакер снабжен перепускным клапаном с корпусом, выполненным в виде перевернутого стакана, а в нем расположена направляющая втулка с каналами в стенках и запорный элемент. В дне корпуса выполнено несколько сквозных отверстий и несколько отверстий с выходом в боковую стенку, а пакерирующие узлы установлены в скважине с противоположным направлением движения гидроцилиндров с интервалом для ликвидации мест негерметичности эксплуатационной колонны. Патент RU 2175710 С2. Пакер (варианты). - МПК: Е21В 33/12. - 10.11.2001). Недостатком технического решения является отсутствие возможности стравливания попутного нефтяного газа, снижающая дебит скважины.
Известна двухпакерная установка для эксплуатации скважин электроприводным насосом с одновременной изоляцией интервала негерметичности, включающая установленные в скважине две колонны труб большего и меньшего диаметра, размещенные концентрично одна в другой, два пакера с кабельным вводом, изолирующие негерметичность труб обсадной колонны, две муфты перекрестного течения, расположенные соответственно ниже и выше пакеров и герметично соединенные с колонной труб меньшего диаметра, разъединитель, перепускной циркуляционный клапан, сбивные клапаны механического принципа действия, циркуляционный клапан со срезными штифтами гидравлического принципа действия и уравнительным клапаном. Полость между колоннами труб большего и меньшего диаметра соединена с полостями скважины ниже и выше муфт перекрестного течения для добычи пластового флюида через эксцентриковые сквозные продольные каналы, выполненные расширенной С-образной формы. Полость колонны труб меньшего диаметра гидравлически соединена с пространствами над и под пакерами через поперечные радиальные для перепуска газа. Сбивные клапаны расположены соответственно под нижним и над верхним пакерами. В корпусе муфт перекрестного течения в направлении, параллельном оси муфт, выполнен продольный паз для укладки кабеля, установка оснащена контролирующим кабелем, например оптоволоконным. Установка оснащена в верхней части над разъединителем гидравлическим якорем. (Патент RU 2534876 С1. Двухпакерная установка для эксплуатации скважин электроприводным насосом с одновременной изоляцией интервала негерметичности и циркуляционный клапан. - МПК: Е21В 34/10, F04D 13/10, Е21В 33/124. - 10.12.2014). Основным недостатком известного технического решения является сложность конструкции двухпакерной установки, снижающая надежность эксплуатации скважин.
Известна компоновка 2ПИМ-КВ-ГК с изоляцией нарушений герметичности труб обсадной колонны на нефтедобывающей скважине, содержащая электроприводной насос, два пакера с кабельным вводом, изолирующие нарушения герметичности труб обсадной колонны в определенном интервале скважины, две колонны труб большего и меньшего диаметров, образующие межтрубную полость для перепуска попутного нефтяного газа из затрубного пространства под нижнем пакером в затрубное пространство над верхним пакером через радиальные каналы муфт перекрестного течения, расположенных ниже и выше пакеров, соответственно, соединенных центральными каналами с колонной труб меньшего диаметра для добычи нефти, герметично состыкованных между собой подвижными сальниковыми муфтами для компенсации погрешности позиционирования пакеров с определенным интервалом, изолирующих нарушения герметичности обсадной колонны, соединенной с электроприводным насосом. (Каталог продукции 2016 Научно-производственной фирмы «ГЕОНИК», стр. 37). Данное техническое решение принято за прототип.
Основным недостатком известного технического решения, принятого за прототип, является встроенные в колонну труб меньшего диаметра подвижные сальниковые трубные муфты, компенсирующие погрешность позиционирования пакеров с определенным интервалом нарушения герметичности обсадной колонны, затрудняющие монтаж и снижающие надежность эксплуатацию нефтедобывающей скважины.
Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является сокращение трудоемкости монтажа компоновки оборудования в нефтедобывающих скважинах с нарушениями герметичности труб обсадной колонны путем исключения количества спускоподъемных операций и повышение надежности эксплуатации за счет упрощения конструкции насосной установки.
Техническим результатом является повышение надежности эксплуатации нефтедобывающих скважин при одновременной изоляции нарушений герметичности труб обсадной колонны.
Указанный технический результат достигается тем, что, в известной двухпакерной компоновке нефтедобывающей установки с изоляцией нарушений герметичности труб обсадной колонны, содержащая последовательно спускаемые на колонне лифтовых труб и устанавливаемые в скважине электроприводной погружной насос с кабелем электропитания от станции управления, два пакера с кабельным вводом, изолирующие нарушения герметичности труб в определенном интервале обсадной колонны, две колонны труб большего и меньшего диаметров, образующие межтрубную полость для стравливания газовой шапки из затрубного пространства под нижнем пакером в затрубное пространство над верхним пакером через радиальные каналы муфт перекрестного течения, расположенных ниже и выше пакеров, соответственно, герметично соединенных центральными каналами с колонной труб меньшего диаметра для подъема нефти на поверхность, герметично состыкованных сальниковой трубной муфтой, соединенной с электроприводным насосом, согласно предложенному техническому решению нижний пакер выполнен с опорным якорным устройством, а колонна труб меньшего диаметра верхним концом подвижно сопряжена с центральным каналом верхней муфты перекрестного течения, снабженного сальником, с возможностью аксиального смещения конца колонны за торец муфты перекрестного течения на длину, по меньшей мере, равную величине компенсации погрешности позиционирования пакеров, изолирующих нарушения герметичности труб в определенном интервале обсадной колонны, а со стороны ниппеля сальниковой трубной муфты колонна труб меньшего диаметра снабжена центратором для сборки труб в колонну для подъема нефти на поверхность.
Проведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленной двухпакерной компоновки нефтедобывающей установки с изоляцией нарушений герметичности труб обсадной колонны, 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 прототипов 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 соответствуют условию патентоспособности «изобретательский уровень».
Заявленное техническое решение может быть использовано на нефтедобвающих скважинах по общепринятой технологии. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».
На представленной фигуре схематично показана двухпакерная компоновка нефтедобывающей установки с изоляцией нарушений герметичности труб обсадной колонны.
Двухпакерная компоновка нефтедобывающей установки с изоляцией нарушений герметичности труб обсадной колонны содержит последовательно спускаемые на колонне лифтовых труб 1 и устанавливаемые в скважине на проектной глубине электроприводной насос 2 с силовым кабелем 3 электропитания от станции управления (СУ), два пакера 4 и 5 с кабельным вводом, расположенные с определенным интервалом L, изолирующие нарушения герметичности 6 труб обсадной колонны 7, две колонны труб 8 и 9 большего и меньшего диаметров, соответственно, образующие между собой межтрубную полость 10 для стравливания газовой шапки из затрубного пространства 11 под нижнем пакером 4 в затрубное пространство 12 над верхним пакером 5 через радиальные каналы 13 и 14 муфт перекрестного течения 15 и 16, соответственно, расположенных ниже и выше пакеров 4 и 5, герметично соединенных центральными каналами с колонной труб меньшего диаметра 9 для подъема нефти из скважины, герметично состыкованных сальниковой трубной муфтой 17, соединенной с электроприводным насосом 2. Нижний пакер 4 выполнен с опорным якорным устройством 18. Колонна труб меньшего диаметра 9 верхним концом подвижно сопряжена с центральным каналом верхней муфты перекрестного течения 14, снабженным манжетным сальником 19, с возможностью аксиального смещения конца колонны 9 за торец муфты перекрестного течения 16 на длину , по меньшей мере, равную погрешности позиционирования пакеров 4 и 5, изолирующих нарушения герметичности 6 труб в определенном интервале L обсадной колонны 7. Колонна труб меньшего диаметра 9 со стороны ниппеля сальниковой трубной муфты 17 снабжена центратором 20 труб при сборке их в колонну 9 для подъема скважинной нефти на поверхность.
Эксплуатацию двухпакерной компоновки нефтедобывающей установки с изоляцией нарушений герметичности труб обсадной колонны осуществляют следующим образом.
Для добычи нефти из скважины с нарушением герметичности 6 труб обсадной колонны 7 по мере спуска в обсадную колонну 7 на поверхности скважины последовательно компонуют нефтедобывающую установку и спускают в обсадную колонну 7. Сначала электроприводной насос 2 с силовым кабелем 3 монтируют на колонне труб большего диаметра 8, к которой через заданное количество труб присоединяют муфту перекрестного течения 15 и нижний пакер 4 с кабельным вводом. Затем по мере спуска насосной установки с нижним пакером 4 над последним устанавливают заданное количество труб колонны большего диаметра 8 длиной, равной проектному интервалу L, для изоляции труб обсадной колонны 7 с нарушенной герметичностью 6 и верхний пакер 5 с кабельным вводом. Через верхний пакер 5 в колонну труб большего диаметра 8 спускают колонну труб меньшего диаметра 9 с ниппелем сальниковой трубной муфты 17, снабженным центратором 20 до полной стыковки сальниковой трубной муфты 17 для подъема скважинной нефти на поверхность, таким образом, чтобы при сборке их конец колонны труб меньшего диаметра 9 выступал за торец муфты перекрестного течения 16 на длину , по меньшей мере, равную погрешности позиционирования пакеров 4 и 5, изолирующих нарушения герметичности 6 труб в интервале L обсадной колонны 7. Аксиальным смещением конца колонны труб меньшего диаметра 9 вдоль центрального канала верхней муфты перекрестного течения 14, снабженного манжетным сальником 19, муфту 14 закрепляют на торце пакера 5 с кабельным вводом таким образом, чтобы конец колонны труб меньшего диаметра 9 выступал из муфты перекрестного течения 16 на длину , по меньшей мере, равную погрешности позиционирования пакеров 4 и 5, изолирующих нарушения герметичности 6 труб в заданном интервале L обсадной колонны 7. К верхней муфте перекрестного течения 14 присоединяют колонну лифтовых труб 1, на которой нефтедобывающую насосную установку спускают в скважину до проектной глубины, затем нижний 4 и верхний 5 пакеры переводят в рабочее положение возвратно-поступательными движениями с последующим закреплением их в обсадной колонне якорным устройством 18, после чего запускают насосную установку в работу, подключая к электроприводному насосу 2 по силовому кабелю 3 электропитание от СУ. Нефть под давлением насоса 2 поднимается сначала по колонне труб большего диаметра 8, затем по колонне труб меньшего диаметра 9, установленной в центральных каналах муфт перекрестного течения 15 и 16, через сальниковую трубную муфту 17, и по колонне лифтовых труб 1 выкачивается на поверхность скважины. Стравливание газовой шапки от попутного нефтяного газа из-под нижнего пакера 4 производится через поперечные радиальные каналы 13 и 14 муфт перекрестного течения 15 и 16 по межтрубной полости 10 из затрубного пространства 11 под нижним пакером 4 в затрубное пространство 12 над верхним пакером 5 на поверхность скважины.
По завершении нефтедобычи или при необходимости смены нефтедобывающей установки производят подъем насосной установки путем натягивания колонны лифтовых труб 1 усилием, превышающим ее вес, при котором верхний пакер 5 перемещается вверх, а нижний пакер 4 остается неподвижным, затем продолжая натяжение оба пакера 4 и 5 переводятся в транспортное положение и производят подъем установки из скважины.
Преимуществом предлагаемой двухпакерной компоновка нефтедобывающей установки является возможность поддерживать дебит скважины при одновременной изоляции нарушений герметичности труб обсадной колонны скважины.