Результат интеллектуальной деятельности: УСТРОЙСТВО ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ С ВНУТРИСКВАЖИННОЙ СЕПАРАЦИЕЙ

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к добыче отсепарированной от газа и воды нефти штанговым глубинным насосом из скважин с высокой продуктивностью.

Известны варианты способа добычи скважинной продукции и глубинно-насосных устройств для их осуществления [1]. Один из вариантов способа заключается в откачке скважинной продукции штанговым глубинно-насосным устройством двойного действия, состоящим из корпуса с парой цилиндр - плунжер, всасывающих и нагнетательных клапанов, при этом им одновременно откачивают газожидкостную смесь и дегазированную жидкость или нефть и воду раздельно или продукцию двух нефтеносных пластов различного химического состава с различными физическими свойствами разными рабочими полостями цилиндра, расположенными ниже и выше разделяющего их плунжера; нижней полостью откачивают газожидкостную смесь, газ, воду или продукцию из нижнего нефтеносного пласта, при этом в нижнюю полость газожидкостная смесь поступает непосредственно из эксплуатационной колонны или по хвостовику, спущенному до забоя, а в верхнюю полость дегазированная скважинная жидкость поступает из газосепарационной приемной боковой камеры или вода и нефть, или продукция нижнего и верхнего нефтеносных пластов, поступающих из газосепарационной приемной камеры или напорной камеры подготовки и приема, где газосепарационную камеру образуют между корпусом насоса и корпусом приемной камеры, в которую скважинная жидкость поступает через боковые приемные отверстия, где при повороте направления потока ее дегазируют, а далее, при ходе плунжера вниз, отсасывают в верхнюю полость глубинного насоса, которую далее, при ходе плунжера вверх, нагнетают в колонну подъемных насосно-компрессорных труб, при этом одновременно, при ходе плунжера вниз, отжимают вверх продукцию, находящуюся под плунжером через полый шток разделительной перегородки насоса, а при ходе плунжера вверх область, находящуюся под плунжером, заполняют новой порцией скважинной продукции.

Один из вариантов глубинного насоса состоит из двух концентрично расположенных корпусов, внутренний из которых является одновременно и корпусом, и цилиндром, плунжера, разделительной перегородки с замковым упором с наружными и внутренними уплотнителями, образующей с плунжером одну рабочую полость, полого штока, пропущенного через разделительную перегородку, узла всасывающего клапана, образующего с плунжером другую рабочую полость, нижняя из которых сообщена со стволом скважины через очистную газоотбивающую сетку или газосепаратор погружного типа, служащий наружным корпусом и приемной камерой верхней полости глубинного насоса для отделения газа и выброса его в затрубное пространство через перепускной клапан и поступления отсепарированной жидкости с остаточным газом в нижнюю рабочую полость, когда наружный корпус служит приемной камерой верхней рабочей полости и сообщен с ней боковым всасывающим клапаном и очистной газоотбивающей сеткой, при этом рабочие полости и их приемные камеры отделены друг от друга пакером для обеспечения раздельной откачки продукции двух нефтеносных пластов, а приемные камеры имеют пружинно-регулировочные клапаны, позволяющие регулировать величины забойных давлений против нефтеносных пластов.

Недостатком данного способа добычи нефти и устройства для его осуществления является сложность конструкции глубинно-насосного оборудования, которую трудно осуществить на практике. Вместе с тем, известный способ добычи нефти не позволяет обеспечить полную сепарацию газа из пластового флюида, поступающего на прием глубинного штангового насоса (ГШН), так как процесс сепарации газа происходит в кольцевом пространстве, образованном корпусом насоса и кожухом, причем объем этого кольцевого пространства незначителен, так как линейные размеры кожуха не превышают размеры используемого насоса, а его диаметр ограничен габаритами ствола скважины. Кроме того, конструкция насоса не позволяет производить его подъем на устье для замены или ремонта без подъема колонны лифтовых труб.

Известны также способ добычи жидкости и газа из скважины и штанговая насосная установка для его осуществления [2]. Штанговую насосную установку выполняют таким образом, что в крайнем верхнем положении плунжера ее надплунжерную часть гидравлически сообщают с подплунжерной частью. В процессе эксплуатации из межтрубного пространства скважины откачивают свободный газ штанговой насосной установкой, при этом в ней одновременно повышают коэффициент наполнения и устраняют гидравлические удары путем поддерживания динамического уровня на приеме штанговой насосной установки с обеспечением сепарирования потока жидкости, который вводят из полых штанг в кольцевое пространство между колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) и сплошных штанг, при этом в каждом цикле откачки отсепарированную жидкость направляют в накопитель между колонной НКТ и полых штанг, а в конце восходящего хода плунжера отсепарированную жидкость из накопителя вводят во внутреннюю полость цилиндра через дросселирующее устройство, причем ввод потока жидкости из полых штанг в кольцевое пространство предусматривают в зоне, где давление в потоке жидкости ниже давления насыщения.

Недостатком известного способа добычи нефти является то, что для его осуществления внесли значительные изменения в конструкцию стандартного невставного ГШН. Особенности предлагаемой конструкции не предусматривают возможности ее применения при использовании вставных ГШН. Также недостатком является наличие перетока флюида из колонны лифтовых труб в подплунжерную полость насоса, что значительно снижает производительность насосной установки.

Известны также способ и устройство для подъема жидкостей из скважин [3]. Способ включает подъем жидкости в нижней ступени посредством электрического погружного насоса, отделение жидкости от газа, направление газа в затрубное пространство и подъем жидкости в верхней ступени посредством ГШН. Подъем жидкости в нижней ступени осуществляют на высоту, превышающую уровень входа в ГШН, при этом часть жидкости направляют в затрубное пространство через отверстия, выполненные в колонне НКТ на высоте, превышающей уровень входа в ГШН. Устройство для подъема содержит электрический погружной насос, сепаратор и ГШН для подъема жидкости в верхней ступени. На колонне НКТ, выше уровня входа в ГШН, выполнены отверстия, сообщающие полость колонны НКТ с затрубным пространством.

Недостатком известных способа и устройства для подъема жидкости из скважин является то, что для его осуществления в скважину спускают компоновку из двух насосов, один из которых - погружной электроцентробежный насос, а это влечет за собой значительный рост потребления электроэнергии. Кроме того, наличие в компоновке дополнительного оборудования повышает риск отказа системы в целом.

Наиболее близкими по технической сущности к заявляемой группе изобретений являются способ подъема газожидкостной смеси скважин и установка для его осуществления [4]. Способ заключается в подъеме жидкости глубинным насосом с использованием энергии газа и давления гидростатического столба газожидкостной смеси, которая находится над приемом насоса. К глубинному насосу подают жидкость сверху вниз по изолированному от забоя кольцевому пространству, отделив газ. Откачивают газ и распространяют его подъемную энергию по всему стволу скважины. Давлением столба дегазированной жидкости снимают часть нагрузки от веса поднимаемой по колонне скважиной продукции. Установка содержит глубинные насосы, всасывающие и нагнетательные клапаны, колонны штанг и труб, газоперепускные клапаны. Нижний насос выполнен одинарного действия с кольцевым каналом между корпусом и кожухом и приемной камерой. Верхний насос выполнен с поршнем двойного действия, боковыми всасывающими и нагнетательными клапанами. Оба насоса соединены между собой. Также имеется газосепаратор-деэмульсатор.

Недостатком известного способа добычи нефти и устройства для его осуществления является сложность конструкции, включающей два ГШН, при этом известный способ добычи нефти не позволяет обеспечить полную сепарацию газа из пластового флюида, поступающего на прием ГШН, так как процесс сепарации газа происходит в кольцевом пространстве, образованном корпусом насоса и кожухом, причем объем этого кольцевого пространства незначителен, так как линейные размеры кожуха не превышают размеры используемого насоса, а его диаметр ограничен габаритами ствола скважины. Кроме того, отсутствует возможность смены насоса без подъема колонны лифтовых труб.

Задачей, решаемой группой изобретений, является создание способа добычи нефти из скважин с высокой обводненностью, а также высоким газовым фактором на месторождениях с низким пластовым давлением, обеспечивающего подачу отсепарированного естественным образом пластового флюида непосредственно с динамического уровня скважины, не требующего внесения изменений в конструкцию стандартных глубинно-штанговых насосов. Также задачей изобретений является повышение эффективности добычи и снижение затрат на подъем, транспортировку и подготовку нефти за счет снижения объемов добываемой попутной воды.

Поставленная задача решается за счет того, что в способе добычи нефти с внутрискважинной сепарацией с использованием штангового глубинного насоса, заключающемся в том, что к глубинному насосу подают нефть сверху вниз по дополнительному скважинному трубопроводу, предварительно отсепарированную естественным образом вследствие гравитационного разделения в процессе подъема по затрубному пространству скважины от газа и воды, обеспечивают такую работу штангового глубинного насоса, при котором динамический уровень устанавливается выше, а водонефтяной раздел ниже входа скважинного трубопровода.

Кроме этого, подаваемую к глубинному насосу нефть могут предварительно ингибировать химическим реагентом, подаваемым на вход дополнительного скважинного трубопровода с устья скважины.

Поставленная задача также решается за счет того, что устройство, содержащее вставной или невставной штанговый глубинный насос, всасывающий и нагнетательный клапаны, колонны штанг и лифтовых труб, фильтр, устанавливаемый ниже всасывающего клапана, согласно изобретению содержит расположенную на устье скважины станцию управления с частотным преобразователем, регулирующим работу штангового глубинного насоса, и дополнительный скважинный трубопровод, закрепленный на наружной поверхности колонны лифтовых труб с обеспечением гидравлической связи нижней его части с колонной лифтовых труб ниже уровня установки фильтра, а верхней части - с внутрискважинным пространством ниже динамического уровня, но выше водонефтяного раздела; колонна лифтовых труб выполнена с хвостовиком, обеспечивающим гидравлическую связь призабойной зоны скважины с колонной лифтовых труб и дополнительным скважинным трубопроводом до установки в нее вставного штангового глубинного насоса или поршня невставного штангового глубинного насоса.

Для герметичного перекрытия хвостовика устройство может содержать средоразделитель, соединяемый посредством штока с нижней частью фильтра.

Кроме этого, устройство может содержать блок дозирования реагентов, расположенный на устье скважины и гидравлически связанный с верхней частью дополнительного скважинного трубопровода.

Способ добычи нефти с внутрискважинной сепарацией поясняется чертежами, на которых изображено устройство для добычи нефти, при этом на фиг.1 изображено устройство в рабочем положении; на фиг.2 - компоновка устройства до установки глубинного насоса в колонне лифтовых труб.

Нефтяная скважина 1 с установленным на устье станком-качалкой 2 и блоком дозирования реагентов 3 оснащена обсадной колонной 4, внутри которой в колонне лифтовых труб 5 на замковой опоре 6 установлен ГШН 7 с плунжером 8, который посредством колонны штанг 9 связан со станком-качалкой 2. ГШН 7 оснащен всасывающим 10 и нагнетательным 11 клапанами. Всасывающий клапан 10 через фильтр 12 и канал 13 гидравлически связан с дополнительным скважинным трубопроводом 14, вход которого - приемная полость 15 - расположен внутри обсадной колонны 4 ниже динамического уровня 16, но выше водонефтяного раздела 17, и гидравлически связан посредством линии подачи реагента 18 с блоком дозирования реагентов 3. В нижней части фильтра 12 на штоке 19 установлен средоразделитель 20, герметично перекрывающий хвостовик 21, который, в свою очередь, гидравлически связан с внутренней полостью 22 обсадной колонны 4 и через верхние (ВДП) 23 и нижние (НДП) 24 дыры перфорации с призабойной зоной продуктивного пласта (не показан).

Для осуществления добычи нефти устройство устанавливают в рабочее положение в два этапа. На первом этапе в скважину спускают компоновку (фиг.2), включающую колонну лифтовых труб 5 с замковой опорой 6, хвостовиком 21 и дополнительным скважинным трубопроводом 14, закрепленным на наружной поверхности лифтовой колонны 5. При этом скважинный трубопровод 14 через канал 13 гидравлически связан с внутренней полостью лифтовой колонны 5 и через хвостовик 21 с внутренней полостью 22 обсадной колонны 4. Верхняя часть трубопровода 14 оснащена насадкой 25, обеспечивающей прохождение скважинного флюида и одновременно с этим гидравлическую связь с дозаторным блоком 3 посредством линии подачи реагента 18. Во время спуска компоновки происходит беспрепятственное заполнение лифтовой колонны 5 и скважинного трубопровода 14 пластовым флюидом, находящимся в полости 22 обсадной колонны 4. На втором этапе, после достижения заданной глубины установки замковой опоры 6, в скважину на колонне штанг 9 спускают глубинный насос 7 с плунжером 8, всасывающим 10 и нагнетательным 11 клапанами, фильтром 12, в нижней части которого на штоке 19 установлен средоразделитель 20. Одновременно с посадкой глубинного насоса 7 на замковой опоре 6 средоразделитель 20 входит в хвостовик 21 и герметично перекрывает его, таким образом прерывается гидравлическая связь глубинного насоса 7 с внутренней полостью 22 обсадной колонны 4 через хвостовик 21.

Способ добычи нефти осуществляют следующим образом. Пластовый флюид через интервал перфорации, ограниченный сверху верхними дырами перфорации (ВДП) 23 и снизу - нижними дырами перфорации (НДП) 24, из призабойной зоны поступает во внутреннюю полость 22 обсадной колонны 4, что вызвано работой глубинного насоса 7, поднимается вверх по стволу скважины к уровню водонефтяного раздела 17. При этом вследствие разности удельных весов происходит его гравитационное разделение на воду, нефть и газ. Нефть и растворенный в ней попутный газ поднимаются выше к динамическому уровню 16, а более тяжелая вода опускается вниз на уровень НДП 24, где забойное давление выше, чем на уровне ВДП 23. При этом часть попутной воды через НДП 24 фильтруется обратно в пласт за счет разницы гидростатического давления между НДП 24 и ВДП 23, вытесняя в нем более легкую нефть на уровень ВДП 23. По мере подъема нефти к динамическому уровню 16 происходит ее естественная сепарация, и выделившийся попутный газ, скапливаясь в затрубном пространстве 26 над динамическим уровнем 16, поступает на устье скважины и далее в нефтесборный коллектор (не показан).

При работающем станке-качалке 2 вместе с перемещением вверх колонны штанг 9 в глубинном насосе 7 вверх перемещается плунжер 8 и дегазированная, практически, безводная нефть с динамического уровня 16 по трубопроводу 14 через канал 13, полость 27, фильтр 12 и открытый всасывающий клапан 10 поступает в глубинный насос 7. При этом через насадку 25 в трубопровод 14 с динамического уровня 16 поступает новая порция отсепарированной безводной нефти. Одновременно из дозаторного блока 3 по линии подачи реагента 18 через насадку 25 в трубопровод 14 подают порцию химического реагента, который, смешиваясь с находящейся в нем нефтью, ингибирует ее, предотвращая тем самым образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и их выпадение на внутренней поверхности трубопровода 14, глубинном насосе 7 и внутренней поверхности лифтовой колонны 5.

Во время хода колонны штанг 9 вниз всасывающий клапан 10 закрывается, и нефть через открытый нагнетательный клапан 11 и плунжер 8 нагнетается в лифтовую колонну 5 и далее на устье скважины. С помощью станции управления с частотным преобразователем 28 подбирают такой режим работы глубинного насоса 7, при котором в скважине формируется саморегулирующая система, которая стабилизирует динамический уровень 16 и уровень водонефтяного раздела 17, при этом должно соблюдаться условие: динамический уровень 16 устанавливается выше, а водонефтяной раздел 17 ниже входа 15 скважинного трубопровода 14. Вследствие этого часть попутной воды, поступающей в скважину через ВДП 23, не поднимается вверх, к глубинному насосу 7, а опускается вниз к НДП 24 и фильтруется обратно в пласт, тем более что нижняя часть залежи, как правило, характеризуется повышенными продуктивными характеристиками и более высокой обводненностью.

Техническим результатом предлагаемого способа добычи нефти и устройства для его осуществления является то, что в процессе добычи безводной и, в значительной степени, дегазированной нефти, поступающей с динамического уровня скважины в глубинный насос, снижается вредное влияние газа на работу подземного оборудования, тем самым увеличивается коэффициент заполнения и обеспечивается стабильная работа, повышается его межремонтный период. Кроме того, внутрискважинная сепарация попутной воды повышает эффективность добычи, так как снижаются затраты на подъем, транспортировку и подготовку нефти. Кроме того, данный способ предполагает уменьшение добычи попутной воды и в некоторых случаях он может служить альтернативой добычи нефти с применением ЭЦН.

Источники информации

1. RU 2189433, МПК E21B 43/00, опубл. 20.09.2002 г.

2. RU 2203396, МПК E21B 43/00, опубл. 27.04.2003 г.

3. RU 2325553, МПК F04B 47/00, опубл. 27.05.2008 г.

4. RU 2114282, МПК E21B 43/00, опубл. 27.06.1998 г.