Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а точнее к способам добычи нефти.

Известен способ добычи нефти (RU 2065026 С1, МПК Е21В 43/00, 1996.08.10) с использованием глубинного насоса. Для предотвращения коррозии обсадных труб путем исключения контакта поверхности обсадных труб с пластовой жидкостью глубинный насос устанавливают выше продуктивного пласта, соединяют с хвостовыми трубами. Хвостовые трубы спускают до забоя скважины, а в нижнем их конце размещают обратный клапан.

Недостатками известного способа добычи нефти является то, что этот способ при использовании его на малодебитных скважинах применяется совместно с штанговым глубинным насосом (ШГН), что влечет за собой истирание насосно-компрессорных труб (НКТ), обрыв насосных штанг, большие эксплуатационные расходы, связанные с заменой НКТ и колонны штанг.

Известен также способ и устройство для добычи нефти (RU 2088749, МПК Е21В 43/00, 1997.08.27), включающее в себя колонну НКТ с хвостовиком и пакером. Внутри НКТ установлен штанговый насос. В НКТ помещен дозирующий узел, который соединяет полость НКТ с затрубным пространством. Недостатком данного способа является то, что наряду с подачей маловязкой жидкости в затрубное пространство производится отбор пластового флюида при помощи штангового глубинного насоса, связанного со станком-качалкой, колонной насосных штанг, что приводит к усложнению конструкции. Пластовый флюид дополнительно разбавляют жидкостью, подаваемой с устья скважины, что подразумевает дополнительные затраты нефти. Наличие колонны насосных штанг, движение которой внутри НКТ приводит к износу как НКТ, так и самой колонны насосных штанг, ведет к увеличению эксплуатационных расходов.

Известен также способ добычи нефти с помощью ШГН, основанный на том, что глубинный насос приводится в действие станком-качалкой при помощи колонны насосных штанг (см. Ф.Грей. Добыча нефти. - М., 2004).

Основными недостатками данного способа добычи нефти является то, что во время эксплуатации происходит интенсивный износ НКТ вследствие истирания ее движущимися насосными штангами, износ и обрыв самих насосных штанг, что приводит к остановке добычи для смены насосного оборудования и замены колонны НКТ. Кроме того, для привода в действие глубинного насоса на устье скважины устанавливается энерго- и металлоемкий станок-качалка. Все это ведет к значительным затратам при добыче нефти.

Наиболее близким техническим решением является принцип действия установки гидропоршневых насосов (Нефтепромысловое оборудование: Справочник. - М.: «Недра», 1990, с.167-169). Он основан на использовании гидравлической энергии жидкости, закачиваемой под высоким давлением в гидравлический забойный поршневой двигатель возвратно-поступательного действия, преобразующий эту энергию в возвратно-поступательное движение жестко связанного с ним поршневого насоса. При этом на устье поступает смесь рабочей жидкости и пластового флюида.

Недостатком этого способа является то, что в процессе добычи нефти добываемый пластовый флюид смешивается с рабочей жидкостью, что влечет за собой необходимость их разделения и очистки, а механические примеси, находящиеся в добываемом пластовом флюиде, затрудняют работу золотникового устройства, которое управляет работой гидродвигателя. Сложность конструкции агрегата обусловлена тем, что золотниковое переключающее устройство расположено внутри гидропривода, и в случае его выхода из строя необходимо поднимать всю компоновку на устье скважины для ремонта. Так как рабочая жидкость смешивается с добываемым пластовым флюидом, возникает необходимость в большом расходе ингибиторов, подавляющих коррозию, и тем самым возрастают эксплуатационные расходы. Задачей создания изобретения является:

- повышение эффективности работ при добыче нефти;

- устранение износа колонны НКТ вследствие ее истирания насосными штангами;

- упрощение конструкции гидропривода;

- создание условий, при которых управление работой гидропривода осуществляется только с устья скважины;

- обеспечение циркуляции рабочей жидкости по замкнутому циклу и исключение возможности ее смешивания с добываемым пластовым флюидом;

- снижение коррозии колонны НКТ и тем самым увеличение межремонтного периода и снижение затрат на эксплуатацию месторождений нефти.

Поставленная задача решается за счет того, что в способе добычи нефти, заключающемся в том, что в обсадной колонне посредством пакера устанавливают гидравлический забойный поршневой двигатель возвратно-поступательного действия и жестко связанный с ним глубинный насос, управление которым осуществляют при помощи потока рабочей жидкости, согласно изобретению подачу рабочей жидкости осуществляют по замкнутому циклу, исключающему ее потери и смешивание рабочей жидкости с добываемым пластовым флюидом, который подают на устье по сдвоенной, концентрически расположенной колонне насосно-компрессорных труб, причем управление работой гидравлического забойного поршневого двигателя возвратно-поступательного действия производят с устья скважины.

Поставленная задача в устройстве, реализующем способ добычи нефти, решается за счет того, что в устройстве, включающем в себя глубинный насос и гидравлический забойный поршневой двигатель возвратно-поступательного действия, жестко связанные между собой и установленные в обсадной колонне посредством пакера, согласно изобретению глубинный насос и поршневой двигатель установлены на сдвоенной концентрически расположенной колонне насосно-компрессорных труб, внутренние полости которых изолированы друг от друга средоразделителем, через который проходит полый шток, посредством внутреннего канала гидравлически соединяющий глубинный насос с внутренней полостью насосно-компрессорной трубы меньшего диаметра, а гидравлический забойный поршневой двигатель возвратно-поступательного действия устроен так, что использован замкнутый цикл рабочей жидкости и исключено ее смешивание с добываемым пластовым флюидом.

В частном случае исполнения устройства глубинный насос содержит в нижней части всасывающий клапан, а его полость разделена поршнем, снабженным полым штоком с радиальными отверстиями, выполненными выше поршня, и нагнетательным клапаном.

Кроме этого, гидравлический забойный поршневой двигатель возвратно-поступательного действия в нижней части содержит одно или несколько радиальных отверстий, а его полость разделена поршнем, снабженным полым штоком с клапаном.

На фиг.1 показана схема осуществления способа добычи нефти; на фиг.2 - схема устройства для добычи нефти в режиме всасывания пластового флюида; на фиг.3 - схема устройства для добычи нефти в режиме нагнетания пластового флюида.

Установка для осуществления способа добычи нефти (фиг.1) включает в себя насосный агрегат 1 с системами управления, расположенный на устье скважины, глубинный насос 2, жестко связанный с ним гидравлический забойный поршневой двигатель возвратно-поступательного действия (гидропривод) 3. Вся компоновка спускается на сдвоенной, концентрически расположенной колонне НКТ 4 и 5 и устанавливается в обсадной колонне 6 посредством пакера 7.

Добычу нефти осуществляют следующим образом.

Рабочую жидкость под давлением от насосного агрегата 1, расположенного на устье скважины, подают в межтрубное пространство 8, образованное обсадной колонной 6 и колонной НКТ 5, в гидропривод 3, который приводит в действие глубинный насос 2, и пластовый флюид подается вовнутрь колонны НКТ 4 и далее на устье скважины. Рабочая жидкость, пройдя через привод насоса 3 по межтрубному пространству 9, образованному колонной НКТ 4 и колонной НКТ 5, подается к насосному агрегату 1.

Насосный агрегат 1 переключают, и подачу рабочей жидкости производят в межтрубное пространство 9 и далее в гидропривод 3, при этом глубинный насос 2 возвращается в исходное состояние и принимает вовнутрь порцию пластового флюида.

Далее цикл повторяется.

В качестве рабочей жидкости может быть использована вода с добавлением ингибиторов коррозии или товарная нефть, а пластовый флюид, например, представляет собой смесь нефти, пластовой воды и попутного газа.

Устройство для добычи нефти содержит глубинный насос 2, поршень 10 которого жестко связан с поршнем 11 гидропривода 3 посредством полого штока 12. В нижней части полого штока 12 выше поршня 10 выполнены одно или несколько радиальных отверстий 13. В поршне 10 устроен нагнетательный клапан 14. Глубинный насос 2 в нижней части оснащен всасывающим клапаном 15 и соединен в верхней части посредством переводника 16 с гидроприводом 3. Внутри переводника 16 устроено уплотнение 17 для полого штока 12. Гидропривод 3 в нижней части имеет одно или несколько радиальных отверстий 18, обеспечивающих гидравлическую связь полости 19 и межтрубного пространства 8, образованного колонной обсадных труб 6 и колонной НКТ 5. Поршень 11 сверху соединен с полым штоком 20, который через клапан 21 гидравлически связан с полым штоком 12 и полостью 22 глубинного насоса 2. Внутренний канал 23 полого штока 20 гидравлически связан с внутренним пространством 24 колонны НКТ 4, которое отделено от межтрубного пространства 9 посредством средоразделителя 25, который может представлять собой башмак якорный для верхнего механического крепления вставных насосов RHAM типа «конус в конус» и замка вставных насосов RHAM с верхним механическим креплением по API (Каталог «Глубинные штанговые насосы» ИЖНЕФТЕМАШ, 1997 г., с.41-44 и с. 57-64).

Колонна НКТ 4 устанавливается внутри колонны НКТ 5 посредством центратора 26.

Все устройство для добычи нефти размещено в обсадной колонне 6 при помощи, гидромеханического или гидравлического пакера 7.

Устройство для добычи нефти работает следующим образом.

Всасывание (фиг.2)

Рабочая жидкость подается насосным агрегатом 1, расположенным на устье скважины, в межтрубное пространство 8 и через отверстия 18 поступает в полость 19 гидропривода 3. Поршень 11 и жестко связанный с ним при помощи полого штока 12 поршень 10 начинают двигаться вверх. В полости 27 глубинного насоса 2, создается разрежение. Всасывающий клапан 15 открывается, и полость 27 заполняется флюидом из подпакерного пространства 28. Нагнетательный клапан 14 закрывается, флюид, находящийся в полости 22 поршневого насоса 2 через радиальные отверстия 13 в полом штоке 12, канал 29, открытый клапан 21, канал 23 полого штока 20 попадает во внутреннее пространство 24 колонны НКТ 4 и далее на устье скважины. Рабочая жидкость, находящаяся в полости 30 гидропривода 3, по межтрубному пространству 9 попадает на устье скважины и далее на прием насосного агрегата 1.

Нагнетание (фиг.3)

Насосный агрегат 1, расположенный на устье скважины, переключается, и рабочая жидкость подается в межтрубное пространство 9, давление в полости 30 гидропривода 3 повышается, и поршень 11 начинает движение вниз, также перемещается жестко связанный с ним посредством полого штока 12 поршень 10 глубинного насоса 2. Клапан 21 закрывается, нагнетательный клапан 14 открывается и флюид, находящийся в полости 27, через радиальные отверстия 13 полого штока 12 перетекает в полость 22 глубинного насоса 2, заполняя ее. Рабочая жидкость, находящаяся в полости 19 гидропривода 3, через радиальные отверстия 18 перетекает в межтрубное пространство 8 и далее на устье скважины к приему насосного агрегата.

Далее цикл повторяется.

Предлагаемое техническое решение позволяет полностью устранить процесс истирания НКТ и обрыв насосных штанг вследствие их отсутствия, значительно упростить конструкцию внутрискважинного оборудования, что, в свою очередь, снизит вероятность выхода его из строя и тем самым увеличит наработку на отказ, осуществлять управление работой гидропривода с устья скважины. Так как рабочая жидкость используется по замкнутому циклу и не смешивается с пластовым флюидом, ингибиторы, подавляющие коррозию, будут сохраняться, и тем самым существенно снизится коррозия скважинного оборудования без дополнительных затрат.

Наличие постоянно циркулирующей рабочей жидкости (при необходимости подогретой) позволяет устранить или сократить процесс парафинообразования на наружных и внутренних поверхностях НКТ.

Все это вместе взятое позволяет значительно сократить как капитальные затраты при обустройстве месторождений нефти, так и расходы в период эксплуатации месторождений.