НАГНЕТАТЕЛЬНАЯ СКВАЖИНА
INJECTION WELL

Изобретение относится к горному делу, в частности к добыче нефти с вытеснением нефти из нефтеносных пластов к добывающим скважинам.
Известна установка для закачки водогазовой смеси в нефтяной пласт, содержащая эжектор-смеситель с линиями подачи газа и воды, на выходе которого установлен насосный агрегат, сепаратор высокого давления для отделения избыточного количества воды, выход которого гидравлически связан с насосным агрегатом, нагнетательную скважину с колонной насосно-компрессорных труб, снабженной пакером и образующей со скважиной межтрубное пространство, линию подачи водогазовой смеси, соединяющую насосный агрегат с нагнетательной скважиной, линию сброса воды, гидравлически связывающей сепаратор и линию подачи воды в насосный агрегат. Сепаратор выполнен в виде цилиндрической камеры, на входе которой неподвижно по оси камеры установлен шнековый завихритель потока, а нижняя часть камеры выполнена в виде патрубка, направленного внутрь камеры, на внешней стороне которой выполнены каналы для отвода отсепарированной воды в межтрубное пространство. Сепаратор установлен на колонне насосно-компрессорных труб над пакером, линия сброса воды сепаратора проходит через межтрубное пространство. На линиях подачи газа, воды и сброса воды из сепаратора установлены расходомеры и регулирующие клапаны с возможностью управления контроллером, на вход которого обеспечена подача показаний расходомеров, а выходного сигнала - на регулирующие клапаны для обеспечения поддержания оптимального газосодержания в водогазовой смеси при ее закачке. Установка снабжена емкостью для поверхностно-активного вещества с дозирующим насосом, выходной патрубок которого гидравлически связан с линией подачи воды в эжектор-смеситель (Патент RU №136082 U1 «Установка подготовки и закачки мелкодисперсной водогазовой смеси (МДВГС) в пласт». - МПК: E21B 43/16 - 27.12.2013).
Известно устройство для закачки газа в пласт, включающее источник газа, газо-эжекторную установку, трубопровод и нагнетательную скважину со спущенными насосно-компрессорными трубами с пакером, компрессор с гидрозатвором, расположенным между газоэжекторной установкой и нагнетательной скважиной (Патент RU №92906 U1 «Установка для закачки газа в пласт». - МПК: E21B 43/00. - 10.04.2010).
Известна нагнетательная скважина для утилизации попутно добываемого нефтяного газа, содержащая насос с электродвигателем, трубопроводы для подачи воды и попутного нефтяного газа, жидкостно-газовый эжектор и пакер с вмонтированной трубой. Насос с электродвигателем и смесительное устройство размещены внутри нагнетательной скважины, насос установлен под электродвигателем, последний снабжен кожухом, соединенным с трубопроводом для подачи воды (Патент RU №143281 U1 «Нагнетательная скважина для утилизации попутного нефтяного газа». - МПК: E21B 43/00. - 20.07.2014).
Известна установка для воздействия на застойную зону интервалов пластов скважины, содержащая нагнетательную скважину с устьевой запорной арматурой, включающей запорно-перепускное устройство в виде задвижки или клапана с электроприводом, соединенные посредством общего вала, редуктора или цепной передачи, или электрогидроприводом с электронасосом, расположенным в одном корпусе, и соединенные посредством гидравлического канала, по меньшей мере, один пакер, насосно-компрессорные трубы, устройство для измерения скважинных параметров датчиками давления, температуры и расходомером устьевого или глубинного исполнения, и/или устройство для измерения времени в виде таймера устьевого или глубинного исполнения, соединенные электрическим кабелем с устройством управления, расположенные в скважине и/или на устье, и станцию управления. Станция управления включает в себя управляющий компьютер или управляющий контроллер с программным обеспечением, соединенное с электроприводом или электрогидроприводом, расположенные в их корпусах или на станции управления (Патент RU №2529072 С2 «Способ воздействия на застойную зону интервалов пластов Гарипова и установка для его реализации». - МПК: E21B 43/14, E21B 43/18. - 27.09.2014). Данное изобретение принято за прототип.
Недостатком известных технических решений по закачке газожидкостной эмульсии в многопластовые скважины, принятых за прототип, является недостаточное вытеснение нефти из нефтеносных пластов к добывающим скважинам, снижающей эффективность эксплуатации многопластовых скважин нефтедобывающего промысла.
Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является повышение эффективности добычи нефти путем программно-регулируемого вытеснения нефти из нефтеносных пластов к добывающим скважинам.
Техническим результатом является повышение эффективности вытеснения нефти из нефтеносных пластов к добывающим скважинам.
Указанный технический результат достигается тем, что в известной нагнетательной скважине, содержащей обсадную трубу, перфорированную на уровне нефтеносных пластов, в которой размещена колонна насосно-компрессорных труб, по крайней мере, с одним пакером, установленным выше нефтеносного пласта, устьевую запорно-перепускную арматуру, сообщающую трубопроводами силовой насос с частотно-регулируемым электроприводом входом с источником воды, газожидкостный эжектор-смеситель входами с источником газа, емкостью с поверхностно-активным веществом и выпуском силового насоса, а выбросом рабочего агента - с колонной насосно-компрессорных труб, между которыми в трубопровод встроены дожимной насос с гидрозатвором, станцию управления с устройством управления, содержащим реле времени и управляющий контроллер с программным обеспечением, силовые кабеля, питающие электроприводы насосов от станции управления, устройство для измерения скважинных параметров датчиками давления и температуры и расходомером, расположенными в скважине, соединенные геофизическим кабелем с устройством управления, и регулировочные клапаны с возможностью управления контроллером, согласно предложенному техническому решению,
колонну насосно-компрессорных труб встроены муфты перекрестного течения, радиальные каналы которых сообщают центральный канал с нефтеносными пластом через межтрубные пространства, разобщенные пакерами, над последними насосно-компрессорные трубы герметически соединены подвижными разъединительными муфтами с возможностью поочередной посадки пакеров в обсадной трубе, а продольные каналы сообщают полости насосно-компрессорных труб выше и ниже муфт перекрестного течения, причем продольные каналы нижней муфты заблокированы заглушкой, при этом в центральном канале муфт перекрестного течения герметически установлен блок телемеханической системы регулирования потока и учета расхода закачиваемого рабочего агента в соответствующие пласты, включающий регулировочный клапан с электроприводом программного управления и проточное седло, датчики телеметрии и расходомер, расположенные в гильзе, установленной выше каждой муфты перекрестного течения, и соединены между собой геофизическим кабелем, пропущенным через лубрикатор, установленный на колонне насосно-компрессорных труб, которым блоки телемеханической системы связаны с устройством управления для передачи управляющих команд электроприводам регулировочных клапанов от управляющего контроллера и контрольной информации от датчиков телеметрии на контрольно-измерительные приборы станции управления по геофизическому кабелю с разделением сигналов;
в газопровод подвода газа от внешнего источника в приемную камеру газожидкостного эжектора-смесителя встроены регулируемая задвижка и обратный клапан;
что в трубопровод подачи поверхностно-активного вещества из емкости в приемную камеру газожидкостного эжектора-смесителя встроены регулируемая задвижка и обратный клапан;
к водопроводу подачи воды в газожидкостный эжектор-смеситель параллельно подсоединен байпас возврата воды после силового насоса на его вход, оснащенный предохранительным клапаном, стабилизирующим напор воды в газожидкостный эжектор-смеситель;
блоки телемеханической системы выполнены с возможностью последовательной посадки их геофизическим кабелем из устья скважины в гнезда соответствующих муфт перекрестного течения и демонтажа при ремонте и обслуживании их, для чего диаметры посадочных мест в муфтах для блоков, соответственно, уменьшаются сверху вниз;
геофизические кабели на участках между блоками телемеханической системы размещены в телескопических трубках, оснащенных пружинами сжатия, с возможностью изменения расстояния между блоками при последовательной посадке и демонтаже их в соответствующих муфтах перекрестного течения закачиваемой в пласты газожидкостной эмульсии.
Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленной нагнетательной скважины, 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 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».
Заявленное техническое решение может быть реализовано на любом нефтедобывающем промысле. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».
На фиг. 1 схематично показана нагнетательная скважина.
Нагнетательная скважина содержит обсадную трубу 1, перфорированную на уровне нефтеносных пластов I, II и III, в которой размещена колонна 2 насосно-компрессорных труб (НКТ) с нажимным пакером 3, оснащенным верхним якорным устройством, механическим пакером 4 и опорным пакером 5 с нижним якорным устройством, установленными выше нефтеносных пластов I, II и III, соответственно, и муфтами перекрестного течения 6, 7 и 8, радиальные каналы 9 которых сообщают центральные каналы 10 муфт 6, 7 и 8 с нефтеносными пластами I, II и III через межтрубные пространства, разобщенные пакерами 3, 4 и 5, над последними НКТ герметически соединены подвижными разъединительными муфтами 11 с возможностью поочередной посадки пакеров 3, 4 и 5 в обсадной трубе 1, а продольные каналы 12 сообщают полости НКТ выше и ниже муфт 6, 7 и 8. Продольные каналы 12 нижней муфты 8 заблокированы заглушкой 13. В центральных каналах 10 муфт 6, 7 и 8 герметически установлены блоки 14 телемеханической системы (ТМС) регулирования потока и учета расхода закачиваемого рабочего агента в соответствующие пласты. Блоки 14 ТМС включают регулировочный клапан с электроприводом программного управления и проточное седло, датчики телеметрии и расходомер, расположенные в гильзах 15, установленных выше муфт 6, 7 и 8, позволяющие отслеживать фактические параметры закачиваемого рабочего агента (давление, температуру и расход) в нефтеносные пласты I, II и III. Блоки 14 ТМС соединены между собой геофизическим кабелем 16, пропущенным через лубрикатор 17, установленный на колонне 2 НКТ, которым блоки 14 ТМС связаны с устройством управления (УУ), содержащим реле времени и управляющий контроллер с программным обеспечением, для передачи управляющих команд электроприводам регулировочных клапанов от управляющего контроллера и контрольной информации от датчиков на контрольно-измерительные приборы (КИП) станции управления (СУ) по геофизическому кабелю 16 с разделением сигналов. Блоки 14 ТМС выполнены с возможностью последовательной посадки их геофизическим кабелем 16 из устья скважины в гнезда соответствующих муфт перекрестного течения 6, 7 и 8, для чего диаметры посадочных мест в муфтах 6, 7 и 8 для блоков 14, соответственно, уменьшаются сверху вниз. Геофизические кабели 16 на участках между блоками 14 ТМС размещены в телескопических трубках 18, оснащенных пружинами сжатия 19, с возможностью изменения расстояния между блоками 14 при последовательной посадке и демонтаже их в соответствующих муфтах перекрестного течения. Колонна 2 НКТ оснащена устьевой запорно-перепускной арматурой 20, сообщающейся с приустьевой насосно-эжекторной установкой нагнетания рабочего агента в колонну 2 НКТ, содержащей силовой насос 21 с частотно-регулируемым электроприводом 22, сообщающийся входом с водопроводом 23 от источника воды с запорным краном 24, газожидкостный эжектор-смеситель 25 входами с газопроводом 26 от источника газа, оснащенным регулируемой задвижкой 27 и обратным клапаном 28, емкостью с поверхностно-активным веществом (ПАВ) трубопроводом 29, оснащенным регулируемой задвижкой 30 и обратным клапаном 31, и водопроводом 32 с выпуском силового насоса 21. Выброс рабочего агента из газожидкостного эжектора-смесителя 25 сообщается с устьевой запорно-перепускной арматурой 20 на колонне 2 НКТ по трубопроводу 33, в который последовательно встроены дожимной насос 34 и гидрозатвор 35. К водопроводу 23 подачи воды в газожидкостный эжектор-смеситель 25 и водопроводу 32 выпуска воды из него подсоединен байпас 36 возврата воды на вход силового насоса 21 при чрезмерном напоре ее в газожидкостный эжектор-смеситель 25, через предохранительный клапан 37, стабилизирующий напор воды в газожидкостный эжектор-смеситель 25. СУ соединена силовым кабелем 38 с частотно-регулируемым электроприводом 22 силового насоса 21 и силовым кабелем 39 с электроприводом дожимного насоса 34.
Нагнетательная скважина работает следующим образом.
Сначала выполняют монтаж внутрискважинного оборудования нагнетательной скважины. Над устьем нагнетательной скважины к муфте перекрестного течения 8, продольные каналы 12 которой заблокированы заглушкой 13, посредством НКТ присоединяют опорный пакер 5 с нижним расположением якорного устройства и в собранном виде с помощью колонны 2 НКТ из устья нагнетательной скважины спускают в обсадную трубу 1, в которой возвратно-поступательными перемещениями колонны 2 НКТ опорный пакер 5 с помощью нижнего якорного устройства закрепляют над нефтеносным пластом III так, чтобы радиальные каналы 9 муфты 8 сообщались с нефтеносным пластом III через межтрубное пространство ниже пакера 5 и перфорации обсадной трубы 1. Затем над устьем нагнетательной скважины к муфте перекрестного течения 7, посредством НКТ присоединяют подвижную разъединительную муфту 11 и механический пакер 4, и в собранном виде с помощью колонны 2 НКТ из устья нагнетательной скважины спускают в обсадную трубу 1 с герметичным соединением подвижной разъединительной муфты 11 с ниже расположенной НКТ от опорного пакера 5 так, чтобы механический пакер 4 при этом располагался над нефтеносным пластом II, а радиальные каналы 9 муфты 7 сообщались с нефтеносным пластом II через межтрубное пространство ниже пакера 4 и перфорации обсадной трубы 1. Затем над устьем нагнетательной скважины к муфте перекрестного течения 6, посредством НКТ присоединяют вторую подвижную разъединительную муфту 11 и нажимной пакер 3 с верхним расположением якорного устройства, и в собранном виде колонной 2 НКТ из устья нагнетательной скважины спускают в обсадную трубу 1 с герметичным соединением подвижной разъединительной муфты 11 с ниже расположенной НКТ от опорного пакера 4 так, чтобы нажимной пакер 3 при этом располагался выше нефтеносного пласта I, а радиальные каналы 9 муфты 6 сообщались с нефтеносным пластом 1 через межтрубное пространство ниже пакера 3 и перфорации обсадной трубы 1. Затем нажимом колонны 2 НКТ на пакер 3 последовательно по мере увеличения нагрузки пакерами 5, 4 и 3 разобщают нефтеносные пласты I, II и III снизу вверх с образованием между ними межтрубных пространств и закрепляют их в рабочем состоянии якорным устройством нажимного пакера 3. После этого над устьем нагнетательной скважины геофизическим кабелем 16 связывают блоки 14 ТМС регулирования потока и учета расхода закачиваемого рабочего агента в соответствующие пласты сверху вниз по мере увеличения диаметров посадочных мест в центральных каналах блоков 14 ТМС с размещенными геофизическими кабелями 16 в телескопических трубках 18 и растянутыми по длине под воздействием пружин 19, с закрытыми регулировочными клапанами перепускными седлами и в собранном виде с помощью геофизического кабеля 16 блоки 14 ТМС из устья нагнетательной скважины спускают в колонну 2 НКТ и усилием скважинного доводчика из устья скважины блоки 14 ТМС последовательно по мере увеличения диаметров посадочных мест герметически сажают в гнезда муфт перекрестного течения 8, 7 и 6 с сокращением длины геофизических кабелей 16 в телескопических трубках 18 путем сжатия пружин 19 между блоками 14 ТМС, т.е. сначала в муфту 8 с наименьшим диаметром посадочного места, затем в муфту 7 со средним диаметром и в муфту 6 с наибольшим диаметром. Конец геофизического кабеля 16 пропускают через лубрикатор 17, последний закрепляют на колонне 2 НКТ, а геофизический кабель 16 присоединяют к УУ. После этого колонну 2 НКТ устьевой запорно-перепускной арматурой 20 соединяют с приустьевой насосно-эжекторной установкой нагнетания рабочего агента в колонну 2 НКТ.
После монтажа многопластовой нагнетательной скважины с блоками 14 ТМС проводят закачку создаваемого приустьевой насосно-эжекторной установкой нагнетаемого рабочего агента через колонну 2 НКТ в нефтеносные пласты I, II и III. Для этого открывают запорный кран 24 на водопроводе 23, соединенный с источником воды, и регулируемую задвижку 27 на газопроводе 26, соединенный с источником газа, и устьевую запорно-перепускную арматуру 20 на колонне 2 НКТ. От источника воды по водопроводу 23 силовым насосом 21 с частотно-регулируемым электроприводом 22 с электропитанием от СУ по силовому кабелю 38 воду под давлением в пределах 5-10 МПа подают по водопроводу 32 в рабочее сопло газожидкостного эжектора-смесителя 25. При высокой скорости протекания потока воды из рабочего сопла в камеру смешения газожидкостного эжектора-смесителя 25 в его приемной камере создается разрежение, куда подсасывается газ от источника газа по газопроводу 26, одновременно с ним для увеличения вязкости рабочего агента открывают регулируемую задвижку 30 на трубопроводе 29, по которому из емкости ПАВ в приемную камеру газожидкостного эжектора-смесителя 25 периодически добавляют пенообразующие ПАВ. В камере смешения газожидкостного эжектора-смесителя 25 происходит смешивание потоков воды, газа и пенообразующего ПАВ с образованием рабочего агента с концентрацией ПАВ в пределах 0,5-1,1% для закачки его в нефтеносные пласты I, II и III. На выходе из диффузора газожидкостного эжектора-смесителя 25 рабочий агент имеет некоторое повышенное давление в пределах 6-7 МПа, которого, однако, недостаточно для эффективной закачки его, по крайней мере, в один из нефтеносных пластов I, II и/или III. Поэтому после выброса рабочего агента из диффузора газожидкостного эжектора-смесителя 25 нагнетание рабочего агента по трубопроводу 33 увеличивают дожимным насосом 34 с электропитанием от СУ по силовому кабелю 39, после которого его закачивают через колонну 2 НКТ в нефтеносные пласты I, II и/или III под давлением до 15 МПа. Далее рабочий агент под этим давлением поступает через продольные каналы 12 муфт перекрестного течения 6 и 7 на всю глубину нагнетательной скважины до муфты 8 и в полости гильз 15 над муфтами перекрестного течения 6, 7 и 8. Протекая через полости гильз 15 рабочий агент омывает датчики телеметрии, далее перетекает в центральные каналы муфт перекрестного течения 6, 7 и 8 и через просветы перепускных седел, частично или полностью перекрываемые регулировочными клапанами с электроприводами программного управления, перетекает через сообщающиеся центральные каналы 10 и радиальные каналы 9 муфт перекрестного течения 6, 7 и 8 поступает в соответствующие нефтеносные пласты I, II и/или III под давлением от 10 до 15 МПа через межтрубные пространства и перфорации в обсадной трубе 1 путем регулирования просветов перепускных седел регулировочными клапанами блоков 14 ТМС в соответствии технологической картой режимов эксплуатации добывающих скважин. Регулировочные клапаны блоков 14 ТМС управляются электроприводами программного управления путем передачи им управляющих команд от контроллера с программным управлением УУ по геофизическому кабелю 16 с обратной связью информации от датчиков телеметрии и расходомера блоков 14 ТМС с отображением на КИП, размещенных на СУ, с разделением сигналов. Давление нагнетания рабочего агента в колонну 2 НКТ и нефтеносные пласты I, II и III определяют по дебиту добывающих скважин. Открытие всех проточных седел регулировочными клапанами в блоках 14 ТМС обеспечивает быстрое заполнение нефтеносных пластов I, II и III, а перекрытие всех проточных седел срабатывает как «закрыто». Комбинирование открытия и закрытия проточных седел регулировочными клапанами в блоках 14 ТМС позволяет дифференцированно регулировать потоки рабочего агента в нефтеносные пласты I, II и III как по времени, так и по расходу рабочего агента до необходимого давления в том или другом нефтеносных пластах I, II или III, что позволяет производить программно-регулируемое поддержание пластового давления в нефтеносных пластах I, II и III для вытеснения нефти в нефтедобывающие скважины.
При превышении давления воды на входе в рабочее сопло газожидкостного эжектора-смесителя 25 напор воды стабилизируется предохранительным клапаном 37 с возвратом воды после силового насоса 21 по байпасу 36 на его вход.
Чтобы избежать кавитационного сбоя в работе дожимного насоса 34 из-за вредного влияния свободного газа, его содержание в рабочем агенте регулируют изменением подачи газа посредством регулируемой задвижки 27 на газопроводе 26 подачи газа в газожидкостный эжектор-смеситель 25, и/или пенообразующих свойств рабочего агента посредством регулируемой задвижки 30 на трубопроводе 29, соединенным с емкостью, заполненной ПАВ, и/или давлением воды, нагнетаемой в газожидкостный эжектор-смеситель 25, посредством частотно-регулируемого электропривода 22 силового насоса 21.
При превышении давления в приемной камере газожидкостного эжектора-смесителя 25, чем в газопроводе 26 подачи газа от внешнего источника газа, срабатывает обратный клапан 28 на газопроводе 26, который блокирует попадание воды и/или ПАВ в газопровод 26, а при превышении давления в приемной камере газожидкостного эжектора-смесителя 25, чем в трубопроводе 29 подачи ПАВ из емкости, срабатывает обратный клапан 31 на трубопроводе 29, который блокирует попадание воды и/или газа в емкость с ПАВ.
Использование предлагаемой нагнетательной скважины с программно-регулируемым вытеснением нефти из нефтеносных пластов к нефтедобывающим скважинам позволяет значительно повысить эффективность эксплуатации нефтяных месторождений в соответствие с требованиями Правил охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора РФ №71 от 06 июня 2003 г.