Способ поинтервальной добычи нефти из многопластовой скважины и беспакерная насосная установка для его осуществления
METHOD FOR INTERVAL OIL PRODUCTION FROM A MULTIPLE ZONE WELL AND A PACKERLESS PUMPING PLANT FOR IMPLEMENTATION THEREOF

Группа изобретений относится к горному делу, в частности к добыче нефти с одновременным мониторингом состояния скважинного флюида.
Известна установка одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины с телемеханической системой, содержащая в обсадной трубе скважины колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), электроприводной насос, силовой кабель и блоки регулирования и учета дебита пласта (БРПУ), включающие регулировочные клапаны (РК) и контрольно-измерительные приборы (КИП), размещенные в корпусе. Корпус состоит из труб, оснащенных пакерами и соединенных муфтами перекрестного течения флюидов. РК выполнены в стакане, в котором установлена электроприводная запорная игла, взаимодействующая с перепускным седлом. В стенке стакана по обе стороны перепускного седла выполнены окна. КИП расположены выше и/или ниже РК и связаны между собой геофизическим кабелем, размещенным в канале, выполненным в стенке стакана. БРПУ соединены с силовым кабелем посредством геофизического кабеля, адаптера ТМС, установленного на торце электропривода насоса, и кабельного разъема, штырь которого закреплен на опорном фланце с отверстиями, установленном на торце корпуса, а розетка контактной пары - в центраторе, закрепленном на торце электропривода насоса (Патент RU №2512228 С1. Установка одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины с телемеханической системой. - МПК: Е21В 43/14, Е21В 47/12. - 10.04.2014).
Известна телеметрическая система эксплуатируемой скважины, содержащая наземный блок (БН) приема и обработки информации, соединенный электрическим кабелем погружной электродвигатель (ПЭД) с портом блока погружной телеметрии (БПТ), последний выполнен с внутренним сквозным продольным отверстием и предназначен для контроля и передачи на БН - параметров верхнего и нижнего пластов. БПТ посредством последовательно соединенных устройств сбора и передачи информации и интерфейса связи и питания соединен с его дополнительным портом, к которому подключено устройство измерения (УИ) параметров нижнего пласта скважины посредством герметичного соединения. Соединение УИ и БПТ осуществлено с помощью герметичного соединителя, установленного в вырезе корпуса БПТ. Устройство сбора и передачи телеметрической информации выполнено с возможностью формирования пакетов данных о параметрах датчиков верхнего и нижнего пластов с УИ и преобразования их для передачи на БН по кабелю питания ПЭД (Патент RU №2538013 С1. Телеметрическая система эксплуатируемой скважины. - МПК: Е21В 47/00. - 10.01.2015).
Известен управляющий приводной клапан, используемый при завершении скважин, имеющий соленоидный привод для управления его состоянием. (Патент RU №2305215 С2. Управляющий приводной клапан для использования в скважине, соленоид, примененный в данном клапане, способ управления главным клапаном в скважине с использованием данного клапана и способ изменения скоростей потоков жидкостей в скважине. - МПК: F16K 31/02, Е21В 34/06. - 27.08.2007).
Известна установка для эксплуатации многопластовой скважины, содержащая несколько трубчатых элементов, расположенных один в другом с образованием, по меньшей мере, одного центрального канала и, по меньшей мере, двух кольцевых каналов с возможностью направления потоков из разных пластов в соответствующие им концентричные каналы, а также клапаны, выполненные с возможностью управления потоком в каждом из каналов. Клапаны размещены в кожухе ствола скважины с обеспечением возможности раздельного перемещения потоков через концентричные каналы и дальнейшего избирательного смешивания потоков из всех каналов в колонне насосно-компрессорных труб. Каждый канал связан с клапаном, имеющим привод. В центральном канале непосредственно над клапаном установлена пробка, блокирующая перемещением потока непосредственно из центрального канала в колонну насосно-компрессорных труб скважины. Система может дополнительно содержать, по меньшей мере, один контроллер с датчиком для измерения, по меньшей мере, одного параметра добываемого продукта, функционально связанные между собой, с возможностью автоматического управления, по меньшей мере, одним клапаном в соответствии с информацией, полученной от датчика. Измеряемый параметр может быть выбран из группы, включающей давление, температуру, химический состав, содержание воды, pH, содержание твердых частиц, склонность к образованию твердого осадка и удельное сопротивление. Система обеспечивает эффективное селективное регулирование дебита из большого числа пластов до смешивания внутри скважины посредством клапанов, установленных внутри скважины, без существенного усложнения и увеличения наземной и подземной компоновок (Патент RU №2320850 С2. Интеллектуальная внутрискважинная клапанная система управления извлечением флюидов из нескольких интервалов скважины и способ управления таким извлечением флюидов. - МПК: Е21В 34/06, Е21В 43/14. - 27.03.2008). Данное техническое решение принято за прототип.
Недостатком известного технического решения, принятого за прототип, является сложность конструкции и ее монтажа, снижающей эффективность действующих многопластовых скважин.
Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является упрощение конструкции установки и снижение затрат на ее изготовление и монтаж в скважине.
Техническим результатом является упрощение конструкции установки и снижение затрат на ее монтаж в скважине.
Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе поинтервальной добычи нефти из многопластовой скважины, заключающемся в избирательном извлечении нефти из разных условно принятых интервалов скважинного флюида посредством отдельных каналов путем установки в закрытое положение или в одно из множества открытых положений клапанов, установленных в этих каналах, смешении потоков извлеченной нефти в трубе, по которой смешанная нефть направляется в приемную камеру насоса, а для задания того или иного рабочего положения клапанов на уровне соответствующего канала измеряют параметры скважинного флюида с помощью датчиков, выбранных из группы, включающей химический состав, содержание воды и pH, и в соответствии с информацией, полученной, по меньшей мере, от одного датчика, функционально связанного с клапаном, поддерживают заданный режим добычи нефти автоматическим управлением, по меньшей мере, одним клапаном, согласно предложенному техническому решению избирательное извлечение нефти из разных интервалов скважинного флюида осуществляют через радиальные каналы, выполненные в колонне лифтовых труб с определенными интервалами независимо от расстояний между горизонтами продуктивных пластов скважины, за счет избыточного давления, создаваемого столбом скважинного флюида в сообщающейся многопластовой затрубной полости скважины, и в зависимости от продуктивности скважинного флюида на уровне соответствующего радиального канала, определяемой, по меньшей мере, одним датчиком, осуществляют открытие или перекрытие радиальных каналов, а также управляют производительностью насоса в зависимости, по крайней мере, от величины давления смешанной нефти на входе в приемную камеру насоса, полученной в процессе поинтервального мониторинга состояния скважинного флюида и смешанной нефти на входе в приемную камеру насоса, для чего колонну лифтовых труб снизу блокируют заглушкой, исключающей приток скважинного флюида в извлеченную нефть.
Указанный технический результат достигается тем, что, в известной беспакерной насосной установке, содержащей колонну лифтовых труб, электроприводной насос, отдельные каналы для извлечения нефти из разных интервалов скважинного флюида и направления потоков нефти в полость трубы, по которой смешанная нефть перемещается в приемную камеру насоса, и кожух, при этом каждый канал снабжен клапаном, имеющим отдельный привод, и, по меньшей мере, один датчик для измерения параметра скважинного флюида, включая давление, температуру, химический состав, содержание воды и pH, а также, по меньшей мере, один наземный или скважинный контроллер, функционально связанный, по меньшей мере, с одним клапаном, обеспечивающие автоматическое управление, согласно предложенному техническому решению
в колонну лифтовых труб с интервалами, не зависящими от расстояний между горизонтами продуктивных пластов скважины, вмонтированы муфты перекрестного течения с радиальными и центральным каналами для извлечения нефти из скважинного флюида, при этом колонна лифтовых труб подвешена на устьевой арматуре, а к нижней муфте присоединен хвостовик, заблокированный снизу заглушкой и снабженный центратором для установки колонны лифтовых труб концентрично стволу скважины и/или с упором в забой, при этом на выходе из центрального канала каждой муфты перекрестного течения установлен цилиндрический стакан, сообщающийся с полостью лифтовой трубы через окна, выполненные в стенке стакана, в последнем размещен электроприводной клапан, перед перепускным седлом которого установлены датчики измерения продуктивности скважинного флюида, включая химический состав, содержание воды и pH, а кожух охватывает приемную камеру электроприводного насоса и сообщается с присоединенной к нему колонной лифтовых труб, причем электроприводной насос оснащен модулем телеметрии, содержащим, по меньшей мере, датчик давления, функционально связанный с управляющим контроллером для автоматического изменения частоты вращения приводного вала насоса в соответствии с информацией, полученной от датчика давления, для чего насосная установка снабжена телемеханической системой, обеспечивающей передачу команд от оператора или управляющего контроллера электроприводам как насоса, так и запорных клапанов, и контрольной информации от датчиков - в обратном направлении, с возможностью поинтервального мониторинга продуктивности скважинного флюида и давления нефти в кожухе насоса;
в качестве электроприводных клапанов могут быть установлены запорные соленоидные клапаны.
Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленных способа поинтервальной добычи нефти из многопластовой скважины и беспакерной насосной установки для его осуществления, отсутствуют. Следовательно, заявляемые технические решения 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».
Заявленные технические решения могут быть реализованы на любых нефтедобывающих скважинах. Следовательно, заявляемые технические решения соответствуют условию патентоспособности «промышленная применимость».
На фиг. 1 схематично показана беспакерная насосная установка для добычи нефти из многопластовой скважины; на фиг. 2 - муфта перекрестного течения с датчиками и электроприводным клапаном.
Сущность способа поинтервальной добычи нефти из многопластовой скважины заключается в извлечении нефти из разных условно принятых интервалов скважинного флюида, образованного в стволе скважины дебитами сообщающихся продуктивных пластов, через радиальные каналы, выполненные в колонне лифтовых труб с интервалами, не зависящими от расстояний между горизонтами продуктивных пластов скважины, за счет избыточного давления, создаваемого столбом скважинного флюида в сообщающейся многопластовой затрубной полости скважины, с последующим смешением потоков нефти в полостях лифтовых труб и направлении смешанного потока нефти в приемную камеру электроприводного насоса для подъема ее на поверхность скважины по колонне лифтовых труб, снизу заблокированной заглушкой, исключающей приток скважинного флюида в извлеченную нефть. Извлечение нефти из скважинного флюида выполняют путем установки в закрытое положение или в одно из множества открытых положений электроприводных клапанов, установленных в каналах для извлечения нефти. Для задания рабочего положения электроприводных клапанов измеряют параметры скважинного флюида на уровне соответствующего радиального канала с помощью датчиков, выбранных из группы, включающей химический состав, содержание воды и pH. В соответствии с информацией, полученной, по меньшей мере, от одного датчика, функционально связанного, по меньшей мере, с одним клапаном, посредством телемеханической системы (ТМС) автоматически поддерживают заданный режим добычи нефти. ТМС обеспечивает передачу команд управления от оператора или управляющего контроллера электроприводам клапанов на открытие или перекрытие радиальных каналов в зависимости от продуктивности скважинного флюида на уровне соответствующего канала и электроприводному насосу на изменение производительности в зависимости, по меньшей мере, от давления нефти на входе в приемную камеру насоса, контролируемого датчиком давления. Автоматическое управление добычей нефти посредством ТМС осуществляется в соответствии с информацией, полученной от датчиков в процессе поинтервального мониторинга состояния скважинного флюида и нефти на входе в приемную камеру насоса, путем передачи управляющих сигналов электроприводам клапанов и насоса.
Беспакерная насосная установка для поинтервальной добычи нефти из многопластовой скважины содержит колонну лифтовых труб 1, погружной электроприводной насос 2 с приемной камерой 3 насоса и погружным электродвигателем (ПЭД) 4, оснащенным погружным модулем телеметрии (ПМТ) 5, электрически соединенный геофизическим кабелем 6 с наземной станцией управления (СУ) 7 скважиной, кожух 8, охватывающий, по меньшей мере, вход нефти в приемную камеру 3 электроприводного насоса 2, сообщающийся с полостью колонны лифтовых труб 1. В колонну лифтовых труб 1 с интервалами, не зависящими от расстояний между горизонтами продуктивных пластов I, II и III скважины, вмонтированы муфты 9 перекрестного течения с радиальными каналами 10 для извлечения нефти из соответствующего интервала скважинного флюида 11, образованного в скважине дебитами всех сообщающихся продуктивных пластов I, II и III, с направлением потоков нефти из всех каналов 10 в полость колонны лифтовых труб 1, по которой смешанная нефть направляется в приемную камеру 3 насоса, по меньшей мере, один скважинный или наземный контроллер 12, установленный на СУ 7. Колонна лифтовых труб 1 подвешена на устьевой арматуре 13, а к нижней муфте 9 перекрестного течения присоединен хвостовик 14, заблокированный с нижнего торца заглушкой 15 и снабжен центратором 16 для установки колонны лифтовых труб 1 концентрично стволу 17 скважины и/или с упором в забой 18. (Фиг. 1). Радиальные каналы 10 сообщаются с центральным каналом 19 муфты 9, в последней, эксцентрично центральному каналу 19, выполнены продольные каналы 20, сообщающие полости лифтовых труб 1 ниже и выше муфты 9. На выходе из каждой муфты 9 концентрично центральному каналу 19 установлен цилиндрический стакан 21, сообщающийся с полостью лифтовой трубы 1 через окна 22 в стенке стакана 21, в котором расположен электроприводной клапан 23, например запорный соленоидный клапан, с запорным седлом 24 на выходе из центрального канала 19, в последнем перед седлом 24 - датчики 25, выбранные из группы, включающей измерение, по крайней мере, химического состава, содержания воды и pH скважинного флюида, функционально связанные с контроллером 12 с возможностью автоматического управления, по меньшей мере, одним клапаном 23. Каждый клапан 23 выполнен с отдельным электроприводом 26, которым электроприводной клапан 23 закреплен на днище стакана 21, с возможностью независимого управления потоком извлекаемой нефти по соответствующему каналу. (Фиг. 2). В качестве электроприводных клапанов 23 могут быть установлены запорные соленоидные клапаны. ПМТ 5 погружного электроприводного насоса 2 содержит, по меньшей мере, датчик давления (условно не показан), функционально связанный с контроллером 12 для автоматического управления частотой вращения приводного вала насоса 2, задаваемой в соответствии с информацией, полученной от датчика давления в ПМТ 5. Насосная установка снабжена блоком ТМС (условно не показан), обеспечивающим передачу команд от оператора на СУ 7 или управляющего контроллера 12 электроприводам как насоса 2, так и клапанов 23, и контрольной информации от датчиков 25 - в обратном направлении, полученной в процессе поинтервального мониторинга состояния скважинного флюида путем периодического опроса датчиков 25, по геофизическому кабелю 6 комбинированным разделением сигналов.
Беспакерная насосная установка для поинтервальной добычи нефти из многопластовой скважины работает следующим образом.
Колонну лифтовых труб 1 с погружным электроприводным насосом 2, ПЭД 4 которого оснащен ПМТ 5, электрически соединенные геофизическим кабелем 6 с наземной станцией управления (СУ) 7 скважиной, муфтами 9 перекрестного течения с закрытыми клапанами 23, хвостовиком 14, заблокированным с нижнего торца заглушкой 15 и снабженным центратором 16, устанавливают в стволе 17 скважины, заполненной скважинным флюидом 11 до уровня, по крайней мере, ниже устьевой арматуры, образованным дебитами всех продуктивных пластов I, II и III, и подвешивают на устьевой арматуре 13 концентрично скважинному стволу 17 и/или с упором в забой 18, при этом скважинный флюид смачивает датчики 25 в центральных каналах 19 перетеканием из межтрубного пространства скважины через радиальные каналы 10 муфт 9. Затем с СУ 7 по геофизическому кабелю 6 подается стабилизированное напряжение на ПЭД 4 и ПМТ 5, а также на датчики 25 в муфтах 9, и производят поинтервальный мониторинг скважинного флюида 11. Информация, полученная от датчиков 25 в муфтах 9 и ПМТ 5, посредством ТМС и геофизического кабеля 6 передается оператору СУ 7 комбинированным разделением сигналов, который анализирует параметры скважинного флюида 11 в каждом интервале, и в зависимости от параметра скважинного флюида 11 по каждому радиальному каналу муфт 9 отдельно устанавливают соответственно закрытое положение или в одно из множества открытых положений электроприводных клапанов 23, установленных в цилиндрических стаканах 21 над муфтами 9. Датчик давления, расположенный в ПМТ 5, передает оператору величину давления нефти на уровне приемной камеры 3, и в зависимости от величины давления устанавливают необходимую частоту вращения ПЭД 4, определяющей производительность электроприводного насоса 2. После этого подают напряжение на ПЭД 4, последний приводит в работу электроприводной насос 2, который перекачивает нефть с заданными параметрами качества из скважинного флюида 11 на поверхность скважины за счет избыточного давления, создаваемого столбом скважинного флюида в сообщающемся межтрубном пространстве скважины. По предварительным замерам параметров извлекаемой нефти из многослойной скважины устанавливают режим поинтервальной добычи нефти, включая поинтервальный мониторинг состояния скважинного флюида 11 на уровне радиальных каналов 10 извлечения нефти из скважинного флюида 11 и давления нефти на уровне приемной камеры 3 путем периодического опроса всех датчиков, электрически связанных геофизическим кабелем 6 с контроллером 12 для передачи информации от датчиков 25 и ПМТ 5, и команд управления электроприводам клапанов 23 и насоса 2 - в обратном направлении комбинированным разделением сигналов. Извлекаемая нефть потоками из всех радиальных каналов 10 направляется в центральный канал 19 муфты 9, затем омывая датчики 25 устремляется через открытое запорное седло 24 электроприводного клапана 23 в полость стакана 21 и через окна 22 в полость колонны лифтовых труб 1 в направлении кожуха 8 и приемной камеры 3 насоса 2. В полости центрального канала 19 происходит замер параметров извлекаемой нефти, например содержания воды, на уровне извлечения нефти из соответствующего интервала скважинного флюида 11, а на уровне приемной камеры 3 - давление извлеченной нефти. В процессе поинтервального мониторинга полученные параметры извлекаемой нефти передаются на контроллер для формирования сигналов с заданной длительностью и частотой, которые передаются в виде команд управления электроприводам клапанов 23 и насоса 2. В случае превышения, например, количества воды в извлекаемой нефти на уровне одного из интервалов скважинного флюида 11, соответствующий датчик 25 направляет информацию в контроллер, последний передает команду электроприводному клапану 23 на закрытие его перепускного седла 24 в канале соответствующей муфты 9 и наоборот. Если давление нефти на уровне приемной камеры 3 ниже критического, датчик давления в ПМТ 5 сообщает об этом в контроллер, который передает команду на отключение ПЭД 4 насоса 2 от сети электропитания.
Предложенная конструкция беспакерной насосной установки позволяет значительно снизить затраты на ее изготовление и монтаж в скважине.