Однопакерная насосная установка для добычи флюида из двух пластов скважины



Однопакерная насосная установка для добычи флюида из двух пластов скважины
Однопакерная насосная установка для добычи флюида из двух пластов скважины

 


Владельцы патента RU 2611786:

Николаев Олег Сергеевич (RU)

Изобретение относится к области горного дела, в частности к добыче нефти, и может быть использовано для добычи флюида из двух пластов скважины. Установка содержит устанавливаемые в обсадной трубе колонну лифтовых труб, устьевую арматуру и две секции, монтируемые в обсадной трубе с помощью стыковочного узла. Нижняя секция содержит двуякорный пакер с устройством приема флюида из нижнего пласта, а верхняя секция - погружной электроприводной насос с блоком погружной телеметрии (БПТ), примкнутым к частотно-управляемому погружному электродвигателю (ПЭД) погружного электроприводного насоса, электроприводной дроссельный клапан с затвором и запорным седлом, соединенный механически и электрически с БПТ, включающим средства замера одного или нескольких параметров пластов, включая датчик измерения давления, и снабжена центратором для соединения части стыковочного узла верхней секции с ответной его частью на нижней секции. Затвор электроприводного дроссельного клапана выполнен с возможностью автоматического отсекания потока флюида из нижнего пласта в запорном седле в случае аварийного отключения электропитания скважины. Установка оснащена телемеханической системой (ТМС) с возможностью автоматического управления погружным электроприводным насосом и дроссельным клапаном по результатам замера параметров пластов, содержащей, по меньшей мере, второй датчик измерения давления и устройство учета поступления флюида из нижнего пласта, установленное перед входом флюида из нижнего пласта в запорное седло дроссельного клапана, и устройство суммарного учета добычи флюида из обоих пластов скважины, установленным на выходе, по крайней мере, из электроприводного насоса, электрически связанные со станцией управления скважиной и блоком приема и обработки информации одним или несколькими проводами электрического кабеля, проложенными внутри БПТ через обмотки электродвигателя насоса и устьевую арматуру. Технический результат заключается в упрощении конструкции и повышении надежности эксплуатации скважины. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к области горного дела, в частности к добыче нефти, и может быть использовано для добычи флюида из двух пластов одной скважины.

Известна насосная установка для эксплуатации пластов в скважине, содержащая колонну лифтовых труб, кабель, хвостовик, пакеры, сопряженные с хвостовиком и разобщающие скважину на участки, включающие пласты скважины, электропогружной насос с входным модулем и кожухом, окружающим электродвигатель вместе с кабелем, и заканчивающимся на входном модуле электропогружного насоса, и регулятор, обеспечивающий возможность включения и выключения электропогружного насоса при достижении заданного забойного давления на одном из участков и сообщения его с полостью кожуха через соответствующий канал, выполненный в хвостовике. Регулятор включает наземный блок управления, манометры для замера забойного давления на участке, и электроклапаны, установленные в соответствующих каналах хвостовика, каждый из которых сообщается с одним из участков скважины. На кожухе выполнен узел герметичного ввода кабеля. Наземный блок управления, электроклапаны и манометры функционально связаны с блоком управления. (Патент RU 2339795. Насосная установка для эксплуатации пластов в скважине. МПК: Е21В 43/14. - 27.11.2008).

Известна установка для одновременно-раздельного исследования и эксплуатации электропогружным насосом многопластовой скважины, содержащая однопакерную компоновку, состоящую из колонны труб с электропогружным насосом, оснащенным кожухом, соединенным с регулирующим клапаном, последний снизу соединен с пакером и состоит из корпуса, по меньшей мере, с двумя гидравлически связанными между собой неосевыми и одним осевым пропускными каналами, внутри которого размещен отсекающий элемент типа поршня, плунжера, затвора или поворотного диска, имеющего возможность управления с поверхности скважины через кабель или трубку, или колонну труб, или среду, либо автоматически от параметров флюида, причем в одном его положении все пропускные каналы гидравлически, частично или полностью, сообщены как с приемом электропогружного насоса через кожух, так и с пластами скважины для одновременной добычи флюида из них, а, наоборот, в другом положении - для отсечения потока флюида, по меньшей мере, из одного пласта, путем закрытия входа или выхода соответствующего неосевого пропускного канала. (Патент RU 2380522 С1. Установка для одновременно-раздельного исследования и эксплуатации электропогружным насосом многопластовой скважины (варианты). - МПК: Е21В 43/12, Е21В 47/12. - 27.01.2010).

Известно однопакерное устройство для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов скважины, содержащее спускаемые в обсадную трубу на колонне насосно-компрессорных труб центробежный насос с приемным модулем и электроприводом, оснащенный кожухом, соединенным муфтой перекрестного течения потоков флюидов с хвостовиком, образующие камеру смешения флюидов из разных пластов скважины, сообщающуюся, с одной стороны, с эксцентричными каналами муфты и, с другой, с приемным модулем насоса, а центральным каналом - с верхним пластом скважины через радиальные отверстия муфты, пакер и два регулировочных клапана. В центральном канале муфты размещен отсекатель потока флюида одного из регулировочных клапанов с электроприводом, размещенным в цилиндре, установленном сверху муфты. К муфте перекрестного течения присоединен хвостовик, сопряженный снизу со стыковочным узлом, в котором размещен второй регулировочный клапан. Регулировочные клапаны снабжены блоками датчиков контрольно-измерительных приборов и связаны с блоком телеметрии, установленным на торце электропривода насоса, с возможностью управления регулировочными клапанами с поверхности скважины через электрический кабель либо автоматически. Стыковочный узел соединен с заборщиком флюида нижнего пласта, выполненным со стволом пакера. (Патент RU 2523590 С1. Однопакерное устройство для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов скважины. МПК: Е21В 43/12, Е21В 43/14. - 20.07.2014).

Основным недостатком известных технических решений является недостаточный контроль за параметрами добываемого продукта, в частности, контроль за дебитами пластов скважины.

Известна установка для добычи флюида из двух пластов скважины, содержащая колонну труб, две секции, соединяемые разъединителем-соединителем, при этом нижняя секция содержит пакер, хвостовик с заглушкой, приемным устройством флюида из нижнего пласта с перепускными клапанами, а верхняя секция - электроприводной насос с погружным электродвигателем, питающимся электрическим током через кабель, с блоком погружной телеметрии, снабженным датчиком давления, электрический клапан с запорным механизмом, электрической цепью связанные через обмотки погружного электродвигателя, и кабель со станцией управления и блоком приема и обработки информации. Установка содержит узел, исключающий влияние погружного электродвигателя на линию питания электрического кабеля, замера и передачи информации. (Патент RU №2546218 С1. Способ исследования продуктивных пластов при одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины и установка для его реализации. МПК: Е21В 43/14, Е21В 47/06. - 10.04.2015). Данное техническое решение принято за прототип.

Основным недостатком известного технического решения, принятого за прототип, является излишне встроенные в приемное устройство перепускные клапаны, безрезультатно работающие на всасывании флюида, и невозможность оперативного поддержания продуктивности и одновременно-раздельного контроля за параметрами обоих пластов скважины, затрудняющие управление установкой в режиме реального времени.

Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является возможность автоматического поддержания заданных параметров продуктивных пластов одновременно и раздельно в режиме реального времени, а также отслеживать и регистрировать изменения физических величин пластовых флюидов скважины.

Техническим результатом является упрощение конструкции однопакерной насосной установки для добычи флюида из двух пластов скважины и повышение надежности эксплуатации скважины.

Указанный технический результат достигается тем, что, в известной однопакерной насосной установке для добычи флюида из двух пластов скважины, содержащей колонну лифтовых труб и две секции, соединяемые стыковочным узлом, при этом нижняя секция содержит пакер с устройством приема флюида из нижнего пласта, а верхняя секция - погружной электроприводной насос с блоком погружной телеметрии, включающим датчик давления и другие средства замера параметров пластов, связанные со станцией управления скважиной и блоком приема и обработки информации одним или несколькими проводами электрического кабеля, проложенного внутри блока телеметрии через обмотки погружного электродвигателя насоса, электроприводной дроссельный клапан с затвором и запорным седлом, соединенный механически и электрически с блоком телеметрии, согласно предложенному техническому решению,

она оснащена телемеханической системой с возможностью автоматического управления погружным электроприводным насосом и дроссельным клапаном по результатам замера параметров пластов, содержащей дополнительно, по меньшей мере, датчик измерения давления и устройство учета поступления флюида из нижнего пласта, установленные перед входом флюида из нижнего пласта в запорное седло дроссельного клапана, и устройство суммарного учета добычи флюида из обоих пластов скважины - на выходе, по крайней мере, из электроприводного насоса, электрически связанные одним или несколькими проводами электрического кабеля со станцией управления скважиной и блоком приема и обработки информации;

часть стыковочного узла верхней секции снабжена центратором при монтаже ее с ответной частью нижней секции;

затвор электроприводного дроссельного клапана выполнен с возможностью автоматического отсекания потока флюида из нижнего пласта в случае аварийного отключения электропитания скважины.

Проведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленной однопакерной насосной установки для добычи флюида из двух пластов 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 прототипов признаками каждого 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 каждого из заявляемых технических решений преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, каждое из заявляемых технических решений соответствуют условию патентоспособности «изобретательский уровень».

Заявленное техническое решение может быть использовано на нефтяных скважинах по принятой технологии. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».

На представленной фигуре схематично показана предлагаемая однопакерная насосная установка для добычи флюида из двух пластов скважины.

Однопакерная насосная установка для добычи флюида из двух пластов скважины содержит устанавливаемые в обсадной трубе 1, выполненной с перфорациями в стенке на уровне продуктивных верхнего пласта А и нижнего пласта Б, колонну лифтовых труб 2, устьевую арматуру 3 и две секции, монтируемые в обсадной трубе 1 с помощью стыковочного узла 4, при этом нижняя секция содержит двуякорный пакер 5, разобщающий пласт А и Б, с устройством 6 приема флюида из нижнего пласта Б, а верхняя секция - погружной электроприводной насос 7 с блоком погружной телеметрии (БПТ) 8, электроприводной дроссельный клапан 9 с затвором 10 и запорным седлом 11, соединенный механически и электрически с БПТ 8, примкнутым к торцу частотно-управляемого погружного электродвигателя (ПЭД) погружного электроприводного насоса 7, включающим средства замера одного или нескольких параметров пластов, включая датчик измерения давления (Робщ), и снабжена центратором 12 для соединения части стыковочного узла 4 верхней секции с ответной его частью на нижней секции. Затвор 10 электроприводного дроссельного клапана 9 выполнен с возможностью автоматического отсекания потока флюида из нижнего пласта Б в запорном седле 11 в случае аварийного отключения электропитания скважины. Установка оснащена телемеханической системой (ТМС) с возможностью автоматического управления погружным электроприводным насосом 7 и дроссельным клапаном 9 по результатам замера параметров пластов А и Б, содержащей, по меньшей мере, второй датчик 13 измерения давления (Рн) и устройство 14 учета поступления флюида (Qн) из нижнего пласта Б, установленные перед входом флюида из нижнего пласта Б в запорное седло 11 дроссельного клапана 9, и устройство суммарного учета добычи флюида ΣQ=Qв+Qн из обоих пластов А и Б скважины (условно не показано), установленное на выходе, по крайней мере, из электроприводного насоса 7, электрически связанные со станцией управления 15 скважиной и блоком приема и обработки информации 16 одним или несколькими проводами электрического кабеля 17, проложенными внутри БПТ 8 через обмотки ПЭД насоса 7 и устьевую арматуру 3.

Однопакерная насосная установка для добычи флюида из двух пластов скважины работает следующим образом.

Монтаж однопакерной насосной установки в обсадной трубе 1 скважины выполняют в два приема. Сначала в скважину на колонне труб спускают нижнюю секцию установки и устанавливают двуякорный пакер 5 между продуктивными пластами А и Б и возвратно-поступательными движениями закрепляют его в обсадной трубе 1 двумя якорными устройствами. Затем в обсадную трубу 1 скважины на колонне лифтовых труб 2 спускают верхнюю секцию установки. Обе секции установки соединяют в обсадной трубе 1 сопряжением частей стыковочного узла 4, электрический кабель 17 пропускают через устьевую арматуру 3, которой над скважиной закрепляют колонну лифтовых труб 2, а электрическим кабелем 17 установку соединяют со станцией управления 15 скважиной, при этом из-за отсутствия электропитания скважины запорное седло 11 электроприводного дроссельного клапана 9 закрыто затвором 10, изолирующим поток флюида нижнего пласта Б.

После монтажа однопакерной насосной установки со станции управления 15 по кабелю 17, питающему частотно-управляемый ПЭД электроприводного насоса 7, подают электропитание на ТМС установки, при этом флюид из верхнего пласта А через перфорации в стенке обсадной трубы 1 попадает в межтрубное пространство и воздействует на датчик измерения давления БПТ 8. Давление флюида в межтрубном пространстве в течение определенного времени возрастает до приведенного значения Рв, по которому определяют уровень Н столба флюида верхнего пласта А относительно погружного электроприводного насоса 7, а флюид нижнего пласта Б через устройство 6 приема флюида воздействует на датчик 13 измерения давления и одновременно взаимодействует с устройством 14 учета добычи флюида из нижнего пласта Б. Информация о замерах давления флюида Рв верхнего пласта А датчиком БПТ 8 и давления Рн нижнего пласта Б датчиком 13 передается по электрическому кабелю 17 на станцию управления 15 и блок 16 приема и обработки информации, на основании которой запускают в работу погружной электроприводной насос 7 с частотой вращения nоб/мин ПЭД, соответствующей уровню Н столба флюида в межтрубном пространстве скважины, достаточной для производительной работы погружного электроприводного насоса 7, другими словами - при условии [Нmax]≥Н≥[Hmin], где . При Н<[Нmax] ТМС затвором 10 открывает запорное седло 11 электроприводного дроссельного клапана 9 и флюид из нижнего пласта Б через устройство 6 приема флюида из нижнего пласта Б, ствол двуякорного пакера 5, стыковочный узел 4 и открытое запорное седло 11 поступает под давлением Рн нижнего пласта Б в надклапанную полость дроссельного клапана 9 и через отверстия в боковой стенке поступает в межтрубное пространство скважины, в котором смешивается с флюидом верхнего пласта А и насосом 7 по колонне лифтовых труб 2 перекачивается через устройство суммарного учета добычи флюида ΣQ=Qв+Qн из обоих пластов А и Б на поверхность скважины. Информация о замерах дебита (Qн) и давлении Рн нижнего пласта Б, а также дебита скважины в целом ΣQ=Qe+Qн и давлении столба флюида в межтрубном пространстве скважины Робщ передается по электрическому кабелю 17 на станцию управления 15 и блок 16 приема и обработки информации, от которых идёт обратно в виде команд к частотно-управляемому ПЭД насоса 7 и электроприводу дроссельного клапана 9. При ΣQ≤Qн ТМС снижает поток флюида из нижнего пласта Б путем уменьшения просвета запорного седла 11 затвором 10 электроприводного дроссельного клапана 9, тем самым снижает депрессию верхнего пласта А. При Рнобщ ТМС также снижает поток флюида из нижнего пласта Б путем уменьшения просвета запорного седла 11 затвором 10 дроссельного клапана 9, тем самым снижает депрессию нижнего пласта Б. При этом по мере изменения уровня столба флюида Я в межтрубном пространстве ТМС увеличивает или убавляет частоту вращения nоб/мин ПЭД погружного насоса 7.

Преимуществом предлагаемой однопакерной насосной установки для добычи флюида из двух пластов скважины по сравнению с известными установками является возможность оперативно поддерживать продуктивность пластов скважины путем воздействия изменений параметров продуктивных пластов на работу погружного электроприводного насоса и электроприводного дроссельного клапана, а также оперативно вести учет добываемого флюида.

1. Однопакерная насосная установка для добычи флюида из двух пластов скважины, содержащая колонну лифтовых труб и две секции, соединяемые стыковочным узлом, при этом нижняя секция содержит пакер с устройством приема флюида из нижнего пласта, а верхняя секция - погружной электроприводной насос с блоком погружной телеметрии, включающим датчик давления и другие средства замера параметров пластов, связанные со станцией управления скважиной и блоком приема и обработки информации одним или несколькими проводами электрического кабеля, проложенного внутри блока телеметрии через обмотки частотно-управляемого погружного электродвигателя насоса, электроприводной дроссельный клапан с затвором и запорным седлом, соединенный механически и электрически с блоком телеметрии, отличающаяся тем, что она оснащена телемеханической системой с возможностью автоматического управления погружным электроприводным насосом и дроссельным клапаном по результатам замера параметров пластов, содержащей дополнительно, по меньшей мере, датчик измерения давления и устройство учета поступления флюида из нижнего пласта, установленные перед входом флюида из нижнего пласта в запорное седло дроссельного клапана, и устройство суммарного учета добычи флюида из обоих пластов скважины - на выходе, по крайней мере, из электроприводного насоса, электрически связанные одним или несколькими проводами электрического кабеля со станцией управления скважиной и блоком приема и обработки информации.

2. Насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что часть стыковочного узла верхней секции снабжена центратором при монтаже ее с ответной частью нижней секции.

3. Насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что затвор электроприводного дроссельного клапана выполнен с возможностью автоматического отсекания потока флюида из нижнего пласта в запорном седле в случае аварийного отключения электропитания скважины.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Способ включает проведение стандартных газодинамических исследований скважин на стандартных режимах фильтрации с построением зависимости устьевых параметров (давления и температуры) и давления на забое скважины от расхода газа, контроль соответствия величины фиксируемых в процессе эксплуатации устьевых параметров величине параметров, определяемой зависимостью, построенной по результатам газодинамических исследований (ГДИ) при текущем расходе газа.

Изобретение относится к термометрии, а именно к полевому определению температуры грунтов, где требуется получить конкретные данные о температуре мерзлых, промерзающих и протаивающих грунтов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи посредством тепловых методов, в частности, при организации внутри пластового горения (ВПГ).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при основании и эксплуатации месторождений, расположенных в зоне распространения многолетне-мерзлых пород.

Изобретение относится к испытанию пласта при бурении с контролем давления. Техническим результатом является повышение эффективности испытания пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов заколонного перетока жидкости из пластов, перекрытых насосно-компрессорными трубами.

Группа изобретений предназначена для использования в области подземного хранения CO2 и других вредных газов, а также защиты окружающей среды. Технический результат - повышение надежности хранилища и снижение затрат на его создание.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройству мониторинга давления и температуры для интеллектуальных газовых и газоконденсатных скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче газа при эксплуатации морских и шельфовых месторождений, включая и арктическую зону.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля закачки воды в нагнетательных скважинах. Технический результат - повышение точности определения профиля закачки с использованием нестационарной термометрии скважины.

Изобретение относится к области поддержания пластового давления на многопластовых месторождениях и может быть использовано при одновременно-раздельной закачке жидкости в один или несколько пластов одной скважины, а также в ряде случаев может быть применено для регулирования, исследования и отсекания закачки жидкости в пласты в нагнетательной скважине.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли и может быть использовано при эксплуатации высокообводненных скважин. Технический результат - повышение эксплуатационной надежности, обеспечение работоспособности установки при отборе скважинной продукции с высоким газовым фактором и увеличение добывных возможностей установки за счет упрощения насоса.

Группа изобретений относится к многостволовым скважинам. Технический результат – снижение вероятности утечки, коррозии и повреждения оборудования в боковых стволах.

Изобретение относится к скважинным насосным установкам, эксплуатирующим одновременно несколько объектов. Насосная установка для эксплуатации пластов скважины содержит колонну насосно-компрессорных труб, кабель, хвостовик, пакер, установленный снаружи хвостовика между пластами, и насос для откачки продукции пластов.

Изобретение относится к технике добычи углеводородов и может быть применено для добычи скважинной жидкости из двух пластов с использованием одной скважины. Установка состоит из верхнего и нижнего электроцентробежных насосов, разделенных между собой пакером, привод которых осуществляется от двухстороннего погружного электродвигателя, расположенного между насосами на одном с ними валу выше пакера.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для раздельной закачки жидкости в два пласта в одной скважине. Устройство включает корпус со сквозными и радиальными отверстиями и упором в нижней части, цилиндрическое седло, пружину, сбрасываемый в устройство при его работе запорный элемент.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации нефтяного месторождения.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для раздельной обработки пластов в скважине, в том числе при проведении поинтервального гидравлического разрыва пласта.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для разработки линзовидных зон подземного пласта. Дренажные скважины могут быть использованы для направления текучей среды к центральной эксплуатационной скважине в подземной скважинной системе.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами - БГС.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к средствам эксплуатации скважин с горизонтальными стволами, в том числе с применением тепловых методов. Установка включает два хвостовика разной длины, сообщенные с входом насоса, причем один из хвостовиков оснащен боковым каналом с управляемым золотниковым клапаном, соединенным штоком с поршнем силового цилиндра, внутренняя полость которого сообщена трубкой с поверхностью для перемещения избыточным давлением поршня, сжатия возвратной пружины и перекрытия бокового канала с отсечением добываемого флюида из скважины. Для возврата в первоначальное состояние поршня вместо пружины может служить давление жидкости на выходе насоса, для этого другая полость цилиндра может быть снабжена другой трубкой, которая сообщена с выходом насоса. Хвостовики спущены в скважину параллельно, короткий из них оснащен управляемым клапаном, а длинный снабжен входом в удаленной зоне горизонтального ствола скважины. Длинный хвостовик может быть сообщен с входом насоса через переточный канал, соединенный с корпусом золотникового клапана с возможностью открытия при перекрытии бокового канала короткого хвостовика, внутрь скважины может быть спущен дополнительный хвостовик, сообщающий вход насоса со средней зоной горизонтального ствола. Поршень может быть подпружинен двумя пружинами, одна из которых выполнена предварительно сжатой примерно до середины рабочего хода поршня. Технический результат заключается в повышении эффективности добычи нефти одним насосом из разных интервалов горизонтального ствола скважины. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 7 ил.
Наверх