Результат интеллектуальной деятельности: УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОГО ОТБОРА НЕФТИ И ВОДЫ ИЗ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при одновременно-раздельной добыче нефти из двух пластов установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). При одновременно-раздельной добыче нефти необходимы раздельный учет и контроль продукции каждого продуктивного пласта.

Известно, что для контроля за работой УЭЦН и измерения давления на приеме насоса применяются телеметрические системы (ТМС), устанавливаемые снизу погружного электродвигателя (ПЭД) и передающие информацию на поверхность через силовой кабель установки /1/. Снизу к блоку ТМС может подсоединяться глубинный прибор с передачей информации (давление на приеме нижней секции рабочих колес, дебит нижнего пласта, влагосодержание продукции) на поверхность через ТМС по силовому кабелю УЭЦН. Применение ТМС не позволяет получать и передавать полную информацию на поверхность при одновременно-раздельной добыче нефти из двух пластов. Прежде всего, это касается раздельного замера дебитов пластов и обводненности продукции.

Для одновременно-раздельной эксплуатации скважины (ОРЭ) с УЭЦН применяются установки, в которых отбор продукции нижнего пласта производится с помощью приемного патрубка насоса, проходящего через пакер /2/. Приемный патрубок имеет телескопический разъем для предотвращения нагрузок на корпус насоса при посадке пакера и работе оборудования. Недостатком эксплуатации устройства является отсутствие возможности раздельного учета продукции пластов.

Известна скважинная насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти /3/. Для раздельного учета добычи нефти производится перекрытие проходного сечения приемного патрубка установки запорным органом, приводимым в движение сжатым газом, поступающим по трубке малого диаметра с дневной поверхности. После перекрытия патрубка производят остановку УЭЦН и запись кривой восстановления давления верхнего пласта. Дебит верхнего пласта определяют расчетным путем измерением динамического уровня жидкости в затрубном пространстве сразу после остановки скважины.

Недостаток такого способа состоит в необходимости остановки скважины для измерений, что связано с потерями в добыче нефти и изменениями притока жидкости к забою.

Известно устройство раздельного замера продукции при одновременно-раздельной эксплуатации скважины, оборудованной электроцентробежным насосом /4/. Раздельный учет продукции двух пластов производится перекрытием приемного патрубка насоса или затрубного пространства с помощью пакеров, в которые подается сжатый газ по трубке малого диаметра с устья скважины. В период перекрытия производится замер продукции работающего пласта.

Недостаток устройства состоит в необходимости спуска трубки малого диаметра от устья на всю глубину подвески насоса, что связано с большими рисками повреждения трубки не только при спуске оборудования, но и в период работы насоса.

Наиболее близким к предлагаемому является устройство для последовательного отбора нефти и воды из скважины, оборудованной электроцентробежным насосом /5/. Оно включает электроцентробежный насос с приемным патрубком, проходящим через пакер. Приемный патрубок в верхней и нижней частях имеет отверстия для входа соответственно нефти и воды и поплавки промежуточной плотности, расположенные перед этими отверстиями. В верхней части приемный патрубок имеет отверстия для выхода жидкости в надпакерное пространство скважины. Переключение потоков нефти и воды осуществляется с помощью подпружиненного снизу сферического элемента в периоды возрастания давлений при перекрытии входных отверстий для жидкостей поплавками промежуточной плотности.

Устройство обладает недостатком, состоящим в ненадежности работы подпружиненного сферического элемента при переключении потоков нефти и воды. Даже небольшое горизонтальное перемещение этого элемента может открыть доступ той или иной жидкости в приемный патрубок насоса до фиксации его в другом крайнем положении. Иными словами, сферический элемент может принять промежуточное положение, при котором в приемный патрубок будут поступать как нефть, так и вода.

Технической задачей предлагаемого решения является применение и повышение надежности последовательного отбора нефти и воды из скважины для раздельного учета продукции пластов при одновременно-раздельной эксплуатации скважины.

Поставленная техническая задача решается тем, что в известном устройстве, включающем спущенный в скважину электроцентробежный насос с заглушенным снизу приемным патрубком, проходящим через пакер, разделяющий верхний и нижний пласты, и имеющим отверстия для выхода продукции нижнего пласта в надпакерное пространство и отверстия для входа расслоившихся нефти и воды нижнего пласта в приемный патрубок, верхний и нижний поплавки промежуточной плотности с посадочными седлами, расположенными перед входными отверстиями, глубинный прибор, спущенный внутрь приемного патрубка и соединенный с телеметрической системой погружного электродвигателя кабелем, согласно изобретению в цилиндре над посадочным седлом верхнего поплавка промежуточной плотности расположен подпружиненный поршень с нижним штоком, выполненным с возможностью входа в посадочное седло поплавка, а в нижней части приемного патрубка установлен подпружиненный обратный клапан, причем упругость пружины поршня над верхним поплавком превышает упругость пружины обратного клапана.

На рис. 1 и 2 показаны схемы последовательной откачки нефти и воды из скважины. В скважину 1 на колонне насосно-компрессорных труб 2 спущен погружной электроцентробежный насос 3. К нижней части насоса прикреплен приемный патрубок 4, опущенный до забоя скважины и проходящий через пакер 5, разделяющий нижний 6 и верхний 7 продуктивные пласты. В верхней части приемного патрубка 4 выполнены отверстия 8 для выхода продукции пласта 6 в надпакерное пространство скважины.

В верхней части приемного патрубка 4 под пакером 5 размещен цилиндр 9, внутри которого расположены поршень 10 со штоком 11. Поршень 10 снизу поджат пружиной 12, которая опирается на перегородку 13 в цилиндре 9 с центральным отверстием. Цилиндр 9 ниже перегородки выполнен перфорированным с расположенным внутри сферическим поплавком 14, плотность материала которого меньше плотности пластовой воды, но больше плотности добываемой нефти. Диаметр центрального отверстия перегородки 13 меньше диаметра сферического поплавка 14. Над перегородкой 13 в цилиндре 9 и в приемном патрубке 4 выполнено совмещенное отверстие 15.

В нижней части приемного патрубка 4 расположен цилиндр 16 с перегородкой 17, в котором выполнено центральное отверстие. Над перегородкой 17 цилиндр 16 выполнен перфорированным и внутри цилиндра над перегородкой 17 размещен сферический поплавок 18 из материала, аналогичного поплавку 14. В цилиндре 16 под перегородкой 17 и в приемном патрубке 4 выполнено совмещенное окно 19. Диаметр отверстия в перегородке 17 меньше диаметра сферического поплавка 18. Внутри нижней части приемного патрубка 4 выполнена перегородка 20 с центральным отверстием. Над перегородкой 20 установлен перфорированный цилиндр 21, внутри которого размещен запорный сферический клапан 22, сверху поджатый пружиной 23. Диаметр клапана 22 превышает диаметр центрального отверстия перегородки 20. Упругость пружины 12 превышает упругость пружины 23.

В верхнюю часть хвостовика спущен глубинный прибор 24, соединенный кабелем 25 с телеметрической системой (не показана) установки электроцентробежного насоса 3, передающей информацию по обводненности продукции пласта 6, а также другим параметрам на поверхность.

На забое обводненной скважины, как правило, присутствует столб пластовой воды, в котором нефтяная фаза, поступившая из пласта, всплывает каплями. Если не отбирать жидкость из подпакерного пространства между эксплуатационной колонной скважины и приемным патрубком 4, то нефтяная фаза будет накапливаться в нем и уровень раздела фаз «нефть-вода» будет снижаться вплоть до низа приемного патрубка 4.

Если после этого открыть выход нефти в приемный патрубок 4 через его верхнее отверстие 15, то она будет откачиваться насосом 3, а уровень раздела фаз «нефть-вода» между приемным патрубком 4 и скважиной 1 будет уже повышаться.

На рис. 1 показан период отбора нефти через отверстие 15. Уровень раздела фаз при этом повышается. Поплавок 14 в нефтяной фазе с меньшей плотностью опустится вниз и займет положение, показанное на рис. 1.

Пружина 12 удерживает поршень 10 в крайнем верхнем положении в цилиндре 9. Клапан 22 прижат пружиной 23 к отверстию в перегородке 20. Пружина 23 выбирается с расчетом, чтобы давление снаружи приемного патрубка 4 превышало, к примеру, на 0,05…0,1 МПа давление над клапаном 22 внутри приемного патрубка.

В период откачки нефтяной фазы поплавок 18, будучи в водной фазе с большей плотностью, всплывает и принимает положение, показанное на рис. 1.

По достижении межфазным уровнем раздела «нефть-вода» нижней части цилиндра 9 поплавок 14 всплывет в воде с большей плотностью и перекроет собой отверстие в перегородке 13, закрывая для нефти доступ внутрь приемного патрубка 4 через отверстие 15.

Откачка жидкости насосом 3 из полости приемного патрубка 4 и поступление продукции на пласт 6 будут поднимать давление снаружи приемного патрубка 4. Повышенное давление будет прижимать поплавок 14 к отверстию перегородки 13. При достижении повышения давления порядка 0,05…0,1 МПа клапан 22 преодолеет действие пружины 23, оторвется от отверстия перегородки 20 и откроет переток жидкости внутрь приемного патрубка 4.

Далее начнется цикл откачки воды (рис. 2). Межфазный уровень «нефть-вода» начнет перемещаться вниз из-за накопления всплывающей нефтяной фазы в верхней части подпакерного пространства. Цикл откачки воды будет обеспечен прижатием поплавка 14 к отверстию перегородки 13 благодаря перепаду давления 0,05…0,1 МПа между внешней и внутренней полостями патрубка 4, обеспечиваемому упругой силой пружины 23.

По достижении уровнем раздела «нефть-газ» поплавка 18 последний затонет в нефти с меньшей плотностью и перекроет отверстие в перегородке 17 цилиндра 16. Наступит момент, в который будут перекрыты сразу оба проходных отверстия в верхнем 9 и нижнем 16 цилиндрах.

Откачка жидкости насосом 3 и продолжающийся приток продукции пласта 6 в скважину будут продолжать повышать давление с наружной стороны патрубка 4. Возникший перепад давления, воздействуя на поршень 10 сверху, будет перемещать его вниз, сжимая пружину 12. Наступит момент, когда шток 11 поршня 10 коснется поплавка 14 и вытолкнет его вниз, открыв отверстие в перегородке 13, после чего начнется цикл откачки нефти насосом 3. Для того чтобы вытолкнуть поплавок 14 вниз, пружина 12 подбирается таким образом, чтобы ее упругость превосходила упругость пружины 23.

Чередование нефтяной и водной фаз в полости хвостовика позволяет измерить дебит нижнего пласта 6 и его обводненность при одновременно-раздельной добыче нефти. Для этого используются показания глубинного прибора 24, передающего информацию по обводненности продукции пласта 6 в приемном патрубке 4 выше отверстия 15 с помощью кабеля 25 и телеметрической системы (не показана) на поверхность. На основе информации строится график изменения обводненности продукции во времени (рис. 3). В цикле откачки нефти обводненность продукции принимает какое-либо значение между 0 и 100%, а в цикле откачки воды - 100%.

На рис. 3 видно, что полный цикл откачки Т_пц включает циклы откачки нефти Т_н и воды Т_в, имеющие различные временные периоды. Располагая значениями Т_пц и объемом жидкости с наружной стороны приемного патрубка 4 между перегородками 13 и 17, можно рассчитать дебит нижнего пласта 6 по формуле:

D_c - внутренний диаметр эксплуатационной колонны скважин;

D_x - внешний диаметр приемного патрубка 4;

L_x - длина приемного патрубка 4 между перегородками 13 и 17;

Т_пц - полный период цикла.

Дебиты нижнего пласта 6 по нефти и воде составят соответственно:

где Т_вц и Т_нц - периоды откачки воды и нефти.

Формула (2) показывает, что при длительном отборе воды из нижнего пласта (Т_вц) дебит нефти Q_нпн незначителен, поскольку Т_вц входит в знаменатель. Формула (3) показывает обратное.

Дебиты нефти и воды верхнего пласта 7 рассчитываются:

где ΣQ_н - дебит скважины по нефти, измеренный в поверхностных условиях;

ΣQ_в - дебит скважины по воде, измеренный в поверхностных условиях.

Технико-экономическим преимуществом заявленного устройства является высокая точность раздельного учета продукции обоих пластов благодаря объемному методу определения дебита и обводненности.

Литература

1. Лепихин В.И., Видякин Н.Г., Валеев А.С. и др. ЗАО «Электон»: разработка и опыт эксплуатации комплекса оборудования для автоматизации добычи нефти. / Нефтяное хозяйство. М: 2004. - №5. - с. 111-112.

2. Патент РФ №120407 на полезную модель. Установка электроцентробежного насоса для одновременно-раздельной эксплуатации нефтяных скважин. Заявл. 10.04.2012. Опубл. 20.09.2012. Бюл. №26.

3. Патент РФ №2503802 C1. Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти. Заявл. 30.07.2012. Опубл. 10.01.2014. Бюл. №1.

4. Патент РФ №141922 U1. Устройство раздельного замера продукции при одновременно-раздельной эксплуатации скважины, оборудованной электроцентробежным насосом. Заявл. 27.12.2013. Опубл. 20.06.2014.

5. Патент РФ №108102 U1 на полезную модель. Устройство для последовательного отбора нефти и воды из скважины, оборудованной электроцентробежным насосом. Заявл. 14.03.2011. Опубл. 10.09.2011. Бюл. №25.