Результат интеллектуальной деятельности: УСТРОЙСТВО ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ КОНУСА ВОДЫ В СКВАЖИНЕ

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к средствам подъема жидкости из скважины.

Известно устройство для осуществления способа регулирования водяным конусом при добыче нефти в условиях двухфазной фильтрации (И.И. Клещенко, Р.Ю. Кузнецов, Ю.В. Сухачев. Известия ВУЗов, Нефть и газ, 1998, №6, с.21-26.), состоящее из механического клапана, соединяющего внутреннюю полость НКТ поочередно с полостью обсадных труб выше или ниже места установки пакера.

Недостатком данного устройства является неавтоматическая работа регулирующего клапана и необходимость переориентации рабочих органов клапана в моменты, когда обводненность продукции достигнет заранее определенного процентного соотношения, и когда появляется нефть в отбираемой водной фазе.

Известно входное устройство скважинного насоса (патент RU №1782294, МПК 8 F04D 13/12, опубл. 15.12.1992 г., бюл. №46) для регулирования конуса воды в скважине, позволяющее управлять конусом воды в скважине, содержащее два подводящих патрубка, входы которых расположены на разных уровнях, а выходы подсоединены через соединительное приспособление по разные стороны от него к приемному патрубку насоса. Приемный патрубок насоса подсоединен к верхнему U-образному участку соединительной трубки.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, продукция поднятая насосом из скважины на поверхность требует последующей сепарации на отдельные фазы;

- во-вторых, высока вероятность образования водонефтяных эмульсий и отложение парафина в скважине, что обусловлено продолжительным переходом с откачки воды на нефть;

- в-третьих, низкая нефтеотдача пластов с подошвенной водой.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является входное устройство скважинного насоса (патент RU №2123613, МПК F04B 47/00, F04D 13/12, опубл. 20.12.1998., бюл. №35) для регулирования конуса воды в скважине, содержащее насос, спущенный на колонне лифтовых труб в нефтяную скважину, в которой находятся нефть и вода, поступающие в скважину из пласта, при этом к насосу снизу подсоединяется хвостовик в виде трубы, нижний конец которой связан с соединительной трубкой на расчетном от ее низа расстоянии, а также два подводящих патрубка, входы которых расположены на разных уровнях, а их выходы связаны соединительной трубкой, при этом оно снабжено дополнительным каналом, подсоединяемым к соединительной трубке подводящих патрубков.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, низкая эффективность работы, связанная с тем, что в процессе работы устройства при разработке пластов с подошвенной водой уровень водонефтяного контакта (ВНК) постоянно изменяется (поднимается или снижается), а устройство не имеет возможности регулирования объемов отбора нефти и воды, поэтому происходит смешивание нефти и воды на приеме насоса;

- во-вторых, в следствии того, что в процессе работы не учитывается изменение уровня ВНК продукция поднятая насосом из скважины на поверхность требует последующей сепарации на отдельные фазы;

- в-третьих, длительная продолжительность перехода с откачки воды на нефть, поэтому высока вероятность образования водонефтяных эмульсий и отложение парафина в скважине.

Технической задачей изобретения является создание конструкции устройства, позволяющего регулировать объемы отбора нефти и воды при изменении уровня водонефтяного контакта (ВНК) в скважине в процессе работы, а также получение на поверхности скважины продукции, не требующей последующей сепарации на отдельные фазы и снижение вероятности образования водонефтяных эмульсий и отложения парафина на внутренней поверхности труб.

Поставленная задача решается устройством для регулирования конуса воды в скважине, содержащим насос, спущенный в обсадную колонну скважины на колонне труб с хвостовиком снизу, связанным с соединительной трубкой, а также размещенные в скважине два подводящих канала, причем один канал для подвода нефти, другой канал для подвода воды, поступающих в скважину из пласта, входы каналов расположены на разных уровнях, а выходы направлены к приему насоса.

Новым является то, что хвостовик колонны труб снабжен снаружи пакером, установленным в обсадной колонне скважины на уровне водонефтяного контакта и радиальными отверстиями выше пакера, причем в хвостовик ниже радиальных отверстий жестко установлена полая заглушка, в которую герметично с возможностью осевого перемещения и фиксации установлена соединительная трубка, при этом фиксация соединительной трубки относительно хвостовика осуществляется с помощью разрезного стопорного кольца круглого сечения, установленного во внутренней проточке полой заглушки и фиксирующего соединительную трубку в полукруглых насечках, выполненных на наружной поверхности соединительной трубки, при этом канал для подвода нефти образован, внутренним пространством обсадной колонны выше пакера, радиальными отверстиями хвостовика и пространством между хвостовиком и соединительной трубкой, а канал для подвода воды образован внутренним пространством обсадной колонной ниже пакера и внутренним пространством соединительной трубки, причем входы обеих каналов расположены напротив перфорационных отверстий в водоносной и нефтеносной частях пласта, а выходы направлены к приему насоса.

На фигурах 1-3 изображена схема предлагаемого устройства.

Устройство для регулирования конуса воды в скважине содержит насос 1 (см. фиг.1), спущенный в обсадную колонну 2 скважины на колонне труб 3 с хвостовиком 4 снизу.

Также устройство содержит, размещенные в скважине два подводящих канала 5 и 6. Канал 5 предназначен для подвода нефти, а другой канал 6 предназначен для подвода воды на прием насоса 1, поступающих в скважину из пласта 7.

Хвостовик 4 колонны труб 3 снабжен снаружи пакером 8, установленным в обсадной колонне 2 скважины на уровне водонефтяного контакта (ВНК) 9 и радиальными отверстиями 10 выше пакера 8. В хвостовик 4 ниже радиальных отверстий 10 жестко установлена полая заглушка 11, в которую герметично с возможностью осевого перемещения и фиксации установлена соединительная трубка 12.

Фиксация соединительной трубки 12 (см. фиг.1 и 2) относительно хвостовика 4 осуществляется с помощью разрезного стопорного кольца 13 круглого сечения, установленного во внутренней проточке 14 полой заглушки 11, и фиксирующего соединительную трубку 12 в полукруглых насечках 15, выполненных на наружной поверхности соединительной трубки 12.

Канал 5 (см. фиг.1) для подвода нефти образован, внутренним пространством 16 обсадной колонны 2 выше пакера 8, радиальными отверстиями 10 хвостовика 4 и пространством 17 между хвостовиком 4 и соединительной трубкой 12 выше пакера 8.

Канал 6 для подвода воды образован внутренним пространством 18 обсадной колонны 2 ниже пакера 8 и внутренним пространством 19 соединительной трубки 12.

Входы обеих каналов 5 и 6 расположены напротив верхних 20 и нижних 21 перфорационных отверстий в водоносной и нефтеносной частях пласта 7, соответственно, а выходы направлены к приему насоса 1.

Работа устройства осуществляется следующим образом.

Оборудование как показано на фиг.1 спущено в скважину, заполненную технологической жидкостью (водой). Уровень ВНК 9 горизонтален.

Вначале насос 1 (см. фиг.1), например скважинный штанговый насос марки НСВ-32 откачивает по колонне труб 3 воду из скважины. Нефть, при этом поступает через верхние перфорационные отверстия 20 и скапливается во внутреннем пространстве 16 между хвостовиком 4 и обсадной колонной 2. Попасть на прием 22 насос 1 нефти не позволяет разность гидростатических давлений во внутреннем пространстве 16 и пространстве 17 канала 6.

Вода поступает на прием 22 насоса 1 из водоносной части пласта 7 через нижние перфорационные отверстия 21 и далее канал 6 для подвода воды, образованный внутренним пространством 18 обсадной колонны 2 ниже пакера 8 и внутренним пространством 19 соединительной трубки 12, откуда попадает на прием 22 насоса 1, который перекачивает воду по колонне труб 3 на устье скважины.

Конус воды (на фиг.1-3 не показано), при этом опускается, и когда он дойдет до нижних перфорационных отверстий 21, по каналу 6 через внутреннее пространство соединительной трубки 12 начнет поступать нефть вместе с водой. Плотность жидкости во внутреннем пространстве 19 соединительной трубки 12 становится меньше плотности воды в пространстве 17 и вода переливается по внутреннему пространству 19 соединительной трубки 12 в подпакерное пространство 18 скважины.

Начинается приток нефти, которая через верхние перфорационные отверстия 20, и канал 5, т.е. через внутреннее пространство 16 обсадной колонны 2 выше пакера 8, радиальные отверстия 10 хвостовика 4 и пространство 17 поступает на прием насоса 1, который откачивает нефть по колонне НКТ 3 на устье скважины.

Конус воды поднимается, и поток нефти через нижние перфорационные отверстия 21 прекращается. Вода заполняет внутреннее пространство 18 обсадной колонны 2 ниже пакера 8 и внутреннее пространство 19 соединительную трубку 12, однако не может поступать на прием 22 насоса 2 вследствие разницы гидростатических давлений во внутреннем пространстве 19 соединительной трубки 12 и во внутреннем пространстве 16 между хвостовиком 4 и обсадной колонной 2.

Откачка нефти насосом 1 по колонне НКТ 3 на устье скважины из верхних перфорационных отверстий 20 пласта продолжается до тех пор, пока конус воды не поднимется до верхних перфорационных отверстий 20. Плотность жидкости во внутреннем пространстве 16 и пространстве 17 канала 6 увеличивается, начинается приток воды из нижних перфорационных отверстий 21 во внутреннее пространство 19 соединительной трубки 12.

Нефть, при этом перетекает из пространства 17 во внутреннее пространство 16 канала 6 и начинается откачка воды, которая поступает по внутреннему пространству 19 соединительной трубки 12 на прием насоса 2, который перекачивает воду по колонне НКТ 1 на устье скважины. Затем цикл повторяется.

В процессе разработки пласта 6 с подошвенной водой уровень ВНК 9 изменяется (поднимается или снижается), поэтому для повышения эффективности работы устройства с целью исключения смешивание нефти и воды на приеме насоса производят регулирование объемов отбора нефти и воды. Увеличение объема отбора воды свидетельствует о повышение уровня ВНК 9, и наоборот, уменьшение объема отбора воды свидетельствует о снижении уровня ВНК 9.

Для того чтобы уменьшить объем отбираемой воды и увеличить объем отбор нефти, т.е. снизить уровень ВНК 9 необходимо поднять соединительную трубку 12. Для этого извлекают из колонны труб 3 плунжер 23 насоса 1 с колонной штанг 24 (см. фиг.1) и с помощью любого известного устройства, например с помощью ловителя 25, любой известной конструкции, спущенного в колонну труб 3 (см. фиг.3) на канате 26 производят внутренний захват соединительной трубки 12 (см. фиг.3) и осуществляют осевое перемещение вверх, например, на 2,5 м. Стопорное кольцо 13 (см. фиг.2 и 3) фиксирует соединительную трубки 12 относительно хвостовика 4 в верхнем положении. Далее освобождают ловитель 25 от захвата с соединительной трубкой 12 и производят извлечение ловителя 25 с канатом 26 из колонны труб 3. Спускают в колонну труб 3 плунжер 23 насоса 1 с колонной штанг 24 (см. фиг.1) и запускают насос 1 в работу, при этом циклы работы устройство повторяются, как описано выше. В результате объем отбираемой воды начинает уменьшаться и отбор объема нефти увеличиваться, при этом уровень ВНК 9 снижается.

Для того чтобы увеличить объем отбираемой воды и уменьшить объем отбор нефти необходимо опустить соединительную трубку 12. Для этого извлекают из колонны труб 3 плунжер 23 насоса 1 с колонной штанг 24 (см. фиг.1) и с помощью любого известного устройства, например грузом (на фиг.1, 2, 3. не показано), состоящим из двух-трех труб, наружный диаметр которых больше диаметра соединительной трубки 12 на 5-10 мм спущенного в колонну труб 3 (см. фиг.3) производят разгрузку груза на воронку 25 соединительной трубки 12. В результате соединительная трубка 12 опускается вниз например, на 2 м (на фиг.1, 2, 3 не показано). Стопорное кольцо 13 (см. фиг.1 и 2) фиксирует соединительную трубки 12 относительно хвостовика 4 в нижнем положении (на фиг.1, 2, 3 не показано).

Далее производят извлечение груза с канатом из колонны труб 3. Спускают в колонну труб 3 плунжер 23 насоса 1 с колонной штанг 24 (см. фиг.1) и запускают насос 1 в работу, при этом циклы работы устройство повторяются, как описано выше.

В результате объем отбираемой воды начинает увеличиваться, а отбор объема нефти уменьшаться, при этом уровень ВНК 9 увеличивается.

Предлагаемое устройство позволяет регулировать конус воды в скважине путем изменения уровней отбора воды и нефти в зависимости от уровня водонефтяного контакта, что повышает эффективность его работы.

Также предлагаемое устройство из-за регулирования объемов отбора воды и нефти позволяет предотвратить их смешивание в процессе подъема по колонне труб и получить на поверхности скважины продукцию, не требующую последующей сепарации на отдельные фазы, а также позволяет снизить вероятности образования водонефтяных эмульсий и отложения парафина из-за быстрого перехода от отбора воды к отбору нефти.