Результат интеллектуальной деятельности: УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для продления безводного режима эксплуатации нефтяных скважин.

Известен переключатель потока (патент РФ №2184294, МПК F16K 11/02, опубл. 27.06.2002 г.), включающий корпус с входным и выходным патрубками, проходное диаметральное и радиальное отверстия, запорный орган, снабженный цилиндрическим и конусными участками, привод, сквозной канал для привода, выполненный на цилиндрическом участке, а корпус снабжен по обе стороны цилиндрическими патрубками меньшего диаметра с размещенными в них съемными седлами, и патрубки расположены эксцентрично относительно корпуса, в котором выполнено сквозное отверстие, перпендикулярное оси входного (основного) патрубка, и ось которого расположена в плоскости оси цилиндрических патрубков, а переключатель потока снабжен приводным валом с эксцентричной втулкой, входящей в кинематическую связь с ползуном привода запорного органа.

Недостатками данного переключателя потока являются:

- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей;

- во-вторых, для переключения потока требуется самостоятельный механический привод.

Известно устройство для интенсификации добычи нефти (патент РФ №2282715, МПК E21B 43/14, опубл. 27.08.2006 г.), включающее пакер с установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с отверстиями, расположенными ниже и выше уплотнительного элемента пакера, а внутри корпуса концентрично его оси расположена труба, которая нижней своей частью соединена с корпусом, а верхняя ее часть по наружной поверхности взаимодействует с кольцевой втулкой, имеющей возможность осевого перемещения и снабженной кольцевым уплотнением и срезными штифтами, фиксирующими ее в корпусе, которая при перемещении вниз, после срезания штифтов, перекрывает отверстия в корпусе, расположенные над уплотнительным элементом пакера, отключая тем самым поток из отверстий ниже уплотнительного элемента пакера.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, низкая функциональная возможность отключателя потока, так как он позволяет отключать поток жидкости только из нижних отверстий и не позволяет отключить поток жидкости из верхних отверстий (при обводнении продукции скважины сверху);

- во-вторых, низкая эффективность работы, связанная с тем, что при поступлении воды сверху невозможно продлить безводный режим эксплуатации нефтяных скважин.

Наиболее близким по технической сущности является устройство для эксплуатации скважины и отключения обводненной части пласта (патент РФ №2424422, МПК E21B 43/00, опубл. 20.07.2011 г.), включающее спущенную в скважину колонну труб, пакер с установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с отверстиями, расположенными выше уплотнительного элемента пакера, а внутри корпуса концентрично его оси расположена труба, кольцевую втулку со срезными штифтами, имеющую возможность осевого перемещения после срезания штифтов, кольцевые уплотнения, при этом труба жестко соединена с колонной труб, а снаружи снабжена поршнем, закрепленным в корпусе разрушаемыми элементами, при этом труба с поршнем после срезания разрушаемых элементов имеют возможность осевого перемещения вниз относительно корпуса отключателя потока и герметичного перекрытия отверстий корпуса выше пакера, также труба снабжена верхним рядом отверстий, сообщающихся с отверстиями корпуса выше пакера, и нижним рядом отверстий, сообщающихся с подпакерным пространством скважины, причем кольцевая втулка закреплена срезными штифтами внутри трубы выше его верхнего ряда отверстий, а сверху снабжена седлом под сбрасываемый с устья в колонну труб шар, при этом после срезания штифтов кольцевая втулка имеет возможность перемещения вниз и герметичного перекрытия нижнего ряда отверстий в трубе, отключая тем самым поток из подпакерного пространства скважины.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей (поршень, кольцевая втулка и т.д.);

- во-вторых, трудоемкий и длительный технологический процесс отключения потока добываемой продукции из подпакерного пространства скважины, связанный с необходимостью извлечения скважинного насоса, расположенного в составе колонны труб выше данного устройства, распакеровкой пакера, а также сбрасывания шара в колонну труб и создания давления в колонне труб с привлечением насосного агрегата, достаточного для разрушения срезного элемента и перемещения вниз втулки с последующим спуском скважинного насоса на колонне труб и посадкой пакера;

- в-третьих, устройство одноразового переключения подпакерного пространства скважины, так как, если кольцевая втулка один раз перекроет нижний ряд отверстий трубы, то при необходимости восстановления отбора добываемой продукции из подпакерного пространства скважины устройство не позволит этого выполнить.

Техническими задачами изобретения являются упрощение конструкции, снижение трудоемкости и длительности технологического процесса по отключению добываемой продукции из над- и подпакерного пространств скважины, а также выполнение устройства с возможностью переключения потоков добываемой продукции из над- и/или подпакерного пространств скважины неограниченное количество раз.

Поставленная техническая задача решается устройством для интенсификации добычи нефти, включающим спущенную в скважину колонну труб, пакер с установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с отверстиями, причем внутри полого корпуса концентрично его оси расположена труба, жестко соединенная с колонной труб и снабженная верхним и нижним рядами отверстий, а также срезными штифтами и кольцевые уплотнения.

Новым является то, что верхний конец полого корпуса оснащен снаружи центратором, при этом труба снизу оснащена ниппелем с конической поверхностью, сужающейся сверху вниз, причем выше верхнего ряда отверстий снаружи труба оснащена срезными штифтами, а выше срезных штифтов труба на расстоянии, равном длине между ее верхним и нижним рядами отверстий, оснащена упорным кольцом, причем отверстия в полом корпусе выполнены в два ряда, при этом верхний ряд отверстий полого корпуса выполнен выше пакера, а нижний ряд отверстий полого корпуса выполнен ниже пакера, причем в исходном положении верхние, а также нижние ряды отверстий трубы и полого корпуса сообщаются между собой и одновременно сообщают надпакерное и подпакерное пространства скважины с внутренним пространством трубы, при этом срезные штифты трубы упираются в верхний торец полого корпуса, причем для отключения потока добываемой продукции из подпакерного пространства скважины труба имеет возможность ограниченного осевого перемещения вверх относительно полого корпуса и сообщения надпакерного пространства скважины с внутренним пространством трубы через его верхний ряд отверстий, при этом для отключения потока добываемой продукции из надпакерного пространства скважины труба имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз после разрушения срезных штифтов до опоры упорного кольца трубы в верхний торец полого корпуса и сообщения подпакерного пространства скважины с внутренним пространством трубы через совмещенные нижний ряд отверстий полого корпуса и верхний ряд отверстий трубы.

На фигуре 1 в продольном разрезе схематично изображено в исходном положении предлагаемое устройство при отборе добываемой продукции одновременно из надпакерного и подпакерного пространств скважины.

На фигуре 2 в продольном разрезе схематично изображено предлагаемое устройство при отборе добываемой продукции из надпакерного пространства скважины.

На фигуре 3 в продольном разрезе схематично изображено предлагаемое устройство при отборе добываемой продукции из подпакерного пространства скважины.

Устройство для интенсификации добычи нефти включает спущенную в скважину 1 (см. фиг.1, 2, 3) колонну труб 2, пакер 3 с установленным в нем отключателем потока 4, который выполнен в виде полого корпуса 5 с отверстиями.

Внутри полого корпуса 5 концентрично его оси расположена труба 6, жестко соединенная с колонной труб 2. Труба 6 снабжена верхним 7 и нижним 8 рядами отверстий. Верхняя часть полого корпуса 5 оснащена снаружи центратором 9.

Труба 6 снизу оснащена ниппелем 10 с конической поверхностью 11, сужающейся сверху вниз. Выше верхнего ряда отверстий 7 снаружи труба 6 оснащена срезными штифтами 12, например усилие разрушения срезных штифтов составляет 7·10⁴ Н.

Выше срезных штифтов 12 на расстоянии c, например, равном 3 м, труба 6 оснащена упорным кольцом 13. Расстояние с равно длине b, равной 3 м, между верхним 7 и нижним 8 рядами отверстий трубы 6. Отверстия в полом корпусе 5 выполнены в два ряда, причем верхний ряд отверстий 14 полого корпуса 5 выполнен выше пакера 3, а нижний ряд отверстий 15 полого корпуса 5 выполнен ниже пакера 3.

В исходном положении (см. фиг.1 и 2) верхние 7 и 14 ряды отверстий, а также нижние 8 и 15 ряды отверстий соответственно трубы 6 и полого корпуса 5 сообщаются между собой и одновременно сообщают соответствующие надпакерное 16 и подпакерное 17 пространства скважины 1 с внутренним пространством 18 трубы 6, при этом срезные штифты 12 трубы 6 упираются в верхний торец 19 полого корпуса 5.

Для отключения потока добываемой продукции из подпакерного пространства 17 труба 6 имеет возможность ограниченного осевого перемещения вверх на длину a, например, равную 2 м, относительно полого корпуса 5 и сообщения надпакерного пространства 16 скважины 1 с внутренним пространством 18 трубы 6 через его верхний ряд отверстий 8.

Для отключения потока добываемой продукции из надпакерного пространства 16 скважины (верхней части пласта) труба 6 имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз на длину b, равную 3 м, после разрушения срезных штифтов 12 до опоры упорного кольца 13 трубы 6 в верхний торец 19 полого корпуса 5 и сообщения подпакерного пространства 17 скважины 1 с внутренним пространством 18 трубы 6 через совмещенные нижний ряд отверстий 15 полого корпуса 5 и верхний ряд 8 отверстий трубы 6. Несанкционированные перетоки жидкости исключаются кольцевыми уплотнениями 20.

Устройство для интенсификации добычи нефти работает следующим образом.

Производят монтаж устройства в скважине 1 (см. фиг.1) при помощи подъемного агрегата (на фиг.1, 2, 3 не показано). Для этого сначала на колонне труб с разъединителем любой известной конструкции, например с механическим разъединителем с левой резьбой, спускают полый корпус 5 (см. фиг.1) отключателя потока 4 с пакером 3 в скважину 1 до упора нижнего конца полого корпуса 5 в забой (на фиг.1, 2, 3 не показано) скважины 1.

Производят сначала посадку пакера 3 (см. фиг.1, 2, 3) в скважине 1, а затем отсоединение колонны труб от полого корпуса 5 посредством разъединителя (левой резьбы) путем вращения колонны труб по часовой стрелке с устья скважины 1. После чего извлекают колонну труб с разъединителем, а полый корпус 5 остается в скважине, причем центраторы 9 центрируют полый корпус 5 относительно оси скважины 1.

Далее в скважину 1 на конце колонны труб 2 спускают трубу 6, при этом в процессе спуска колонны труб 2 ее снабжают скважинным насосом (на фиг.1, 2, 3, не показано) любой известной конструкции, например электроцентробежным. Труба 6 (см. фиг.1, 2, 3) конической поверхностью 11 ниппеля 10 входит в полый корпус 5. Далее колонну труб 2 с трубой 6 спускают в полый корпус 5 отключателя потока 4 до тех пор, пока труба 6 своими срезными штифтами 12 не упрется в верхний торец 19 (см. фиг.1, 2, 3). Об этом свидетельствует наличие разгрузки (появление веса) на индикаторе веса колонны труб 2 (см. фиг.1, 2, 3), установленном на устье скважины 1. Например, разгружают колонну труб 2 на устройство нагрузкой 5·10⁴ Н.

Монтируют планшайбу (на фиг.1, 2, 3 не показано) на устье скважины 1(см. фиг.1, 2, 3), при этом устройство занимает исходное положение (см. фиг.1), и приступают к эксплуатации скважины 1.

Добываемая продукция из скважины 1 (см. фиг.1, 2, 3) поступает одновременно как из нижней зоны перфорации продуктивного пласта (на фиг 1,2,3 не показано), то есть из подпакерного пространства 17 (см. фиг.1 и 2) скважины 1, через нижние ряды отверстий 8 и 15 соответственно трубы 6 и полого корпуса 5 и во внутреннее пространство 18 трубы 6, так и из верхней зоны перфорации (на фиг 1, 2, 3 не показано), то есть из надпакерного пространства 16 (см. фиг.1, 2, 3) скважины 1, через верхние ряды отверстий 7 и 14 соответственно трубы 6 и полого корпуса 5 и во внутреннее пространство 18 трубы 6.

По трубе 6 добываемая продукция поступает в колонну труб 2 на прием скважинного насоса (на фиг.1, 2, 3 не показано), который перекачивает продукцию на поверхность.

В процессе эксплуатации скважины 1 (см. фиг.1, 2, 3) происходит обводнение продукции, причем обводнение продукции может произойти как в верхней части продуктивного пласта (надпакерное пространство 16 скважины 1 выше пакера 3), например, вследствие заколонных перетоков, так и в нижней части продуктивного пласта (подпакерное пространство 17 скважины 1 ниже пакера 3), например, вследствие подтягивания водного конуса к нижней зоне перфорации.

С появлением воды в продукции скважины, о чем свидетельствует повышенная обводненность добываемой продукции, производится отключение верхней или нижней водонасыщенной части пласта.

Для отключения нижней водонасыщенной части пласта (подпакерного пространства 17 скважины 1 ниже пакера 3) из исходного положения (см. фиг.1) с устья скважины 1 с помощью подъемного агрегата приподнимают колонну труб 2 с трубой 6 (см. фиг.1 и 2) вверх на длину а, равную 2 м, относительно полого корпуса 5, при этом происходит сообщение надпакерного пространства 16 скважины 1 с внутренним пространством 18 трубы 6 через его верхний ряд отверстий 7, причем нижний ряд отверстий 7 трубы 6 герметично посредством кольцевых уплотнений 20 перекрывается трубой 6 (см. фиг.2). Таким образом, отключается поток добываемой продукции из подпакерного пространства 17 скважины 1, перекрывая (отключая) тем самым поток продукции из нижней водонасыщенной зоны пласта.

Добываемая продукция поступает только от верхней зоны перфорации из верхней необводненной зоны пласта, то есть из надпакерного пространства 17 (см. фиг.1, 2, 3) скважины 1, через верхний ряд отверстий 7 трубы 6 во внутреннее пространство 18 трубы 6, откуда по трубе 6 и колонне труб 2 попадает на прием скважинного насоса, перекачивающего продукцию на поверхность.

Таким образом, происходит отключение потока добываемой продукции из нижней зоны продуктивного пласта, которая обводнилась, и продукцию добывают только из верхней необводненной зоны пласта.

Для отключения верхней водонасыщенной части пласта (надпакерного пространства 16 скважины 1 выше пакера 3) из исходного положения (см. фиг.1) с устья скважины 1 с помощью подъемного агрегата полностью разгружают колонну труб 2 с трубой 6 вниз, при этом сначала разрушаются срезные штифты 12 и труба 6 с колонной труб 2 перемещаются вниз относительно полого корпуса 5 на расстояние c=b, равное 3 м, между верхним 7 и нижним 8 рядами отверстий трубы 6 до опоры трубы 6 упорным кольцом 13 в верхний торец 19 полого корпуса 5, при этом происходит сообщение подпакерного пространства 17 скважины 1 ниже пакера 3 с внутренним пространством 18 трубы 6 через нижние ряд отверстий 14 полого корпуса 5 и верхний ряд отверстий 7 трубы 6, причем нижний ряд отверстий 8 трубы 6 герметично посредством кольцевых уплотнений 20 перекрывается полым корпусом 5 (см. фиг.3).

Добываемая продукция поступает только из нижней зоны перфорации из нижней необводненной зоны пласта, то есть из подпакерного пространства 17 скважины 1, через нижний ряд отверстий 15 полого корпуса 5 и верхний ряд отверстий 7 трубы 6, откуда попадает во внутреннее пространство 18 трубы 6, откуда по трубе 6 и колонне труб 2 попадает на прием скважинного насоса, перекачивающего продукцию на дневную поверхность.

Таким образом, происходит отключение потока добываемой продукции из верхней зоны продуктивного пласта (из надпакерного пространства 16 скважины 1) и продукцию добывают только из нижней необводненной зоны пласта (из подпакерного пространства 17 скважины 1).

Для возвращения устройства в исходное положение, изображенное на фиг.1, необходимо приподнять колонну труб 2 с трубой 6 с устья скважины 1 при помощи подъемного агрегата на расстояние c=b=3 м между верхним 7 и нижним 8 рядами отверстий трубы 6, при этом добываемая продукция из скважины 1 (см. фиг.1, 2, 3) поступает одновременно как из нижней зоны перфорации продуктивного пласта (на фиг 1, 2, 3 не показано), то есть из подпакерного пространства 17 (см. фиг.1 и 2) скважины 1, через нижние ряды отверстий 8 и 15 соответственно трубы 6 и полого корпуса 5 и во внутреннее пространство 18 трубы 6, так и из верхней зоны перфорации (на фиг 1, 2, 3 не показано), то есть из надпакерного пространства 16 (см. фиг.1, 2, 3) скважины 1, через верхние ряды отверстий 7 и 14 соответственно трубы 6 и полого корпуса 5 и во внутреннее пространство 18 трубы 6.

По трубе 6 добываемая продукция поступает в колонну труб 2 на прием скважинного насоса (на фиг.1, 2, 3 не показано), который перекачивает продукцию на поверхность.

Для отключения нижней водонасыщенной части пласта (подпакерного пространства 17 скважины 1 ниже пакера 3) с устья скважины 1 с помощью подъемного агрегата приподнимают колонну труб 2 с трубой 6 вверх на длину a+b (см. фиг.1 и 2), то есть 2 м + 3 м = 5 м, относительно полого корпуса 5, при этом происходит сообщение надпакерного пространства 16 скважины 1 с внутренним пространством 18 трубы 6 через его верхний ряд отверстий 7, причем нижний ряд отверстий 8 (см. фиг.2) трубы 6 герметично посредством кольцевых уплотнений 20 перекрывается трубой 6.

Таким образом, отключается поток добываемой продукции из подпакерного пространства 17 скважины 1, перекрывая (отключая) тем самым поток продукции из нижней водонасыщенной зоны пласта.

Добываемая продукция поступает только из верхней зоны перфорации из верхней необводненной зоны пласта, то есть из надпакерного пространства 17 (см. фиг.1, 2, 3) скважины 1, через верхний ряд отверстий 7 полого корпуса 5 отключателя потока 4 во внутреннее пространство 18 трубы 6, откуда по трубе 6 и колонне труб 2 попадает на прием скважинного насоса, перекачивающего продукцию на поверхность.

Таким образом, происходит отключение потока добываемой продукции из нижней зоны продуктивного пласта, которая обводнилась, и продукцию добывают только из верхней необводненной зоны пласта.

Устройство для интенсификации добычи нефти позволяет переключать потоки добываемой продукции либо с верхней части продуктивного пласта, либо с нижней части продуктивного пласта либо производить одновременный отбор продукции из нижней и верхней частей продуктивного пласта в зависимости от того, какая часть продуктивного пласта обводнится раньше, благодаря чему предложенное устройство позволяет увеличить длительность безводного режима эксплуатации нефтяных скважин.

Предлагаемое устройство интенсификации добычи нефти имеет простую конструкцию, позволяет снизить трудоемкость и длительность технологического процесса по отключению добываемой продукции из над- и/или подпакерного пространств скважины путем перемещения колонны труб вверх-вниз с устья скважины, также устройство позволяет переключать потоки добываемой продукции из над- и/или подпакерного пространств скважины неограниченное количество раз.