RU2117138C1 - Способ добычи нефти и устройство для его осуществления - Google Patents
Способ добычи нефти и устройство для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2117138C1 RU2117138C1 RU98105245A RU98105245A RU2117138C1 RU 2117138 C1 RU2117138 C1 RU 2117138C1 RU 98105245 A RU98105245 A RU 98105245A RU 98105245 A RU98105245 A RU 98105245A RU 2117138 C1 RU2117138 C1 RU 2117138C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- settling chamber
- pumping
- pumping out
- Prior art date
Links
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для поочередного подъема нефти и воды из скважины. Обеспечивает повышение надежности разделения нефти и воды. Сущность изобретения: при добыче нефти после разделения обводненной нефти на забое скважины на нефть и воду проводят откачку, начиная с воды, и ее периодическое чередование с откачкой нефти. Перед откачкой воды уменьшают скорость потока воды и изменяют направление потока воды на противоположное. Перед откачкой нефти изменяют направление потока нефти на противоположное. Забор нефти для откачки производят выше, а воды - ниже места начала откачки. Изменение протока нефти на противоположное проводят на одном уровне с забором воды для откачки. Для осуществления способа используют входное устройство скважинного насоса. Оно включает U-образный подводящий патрубок и отстойную камеру. В ней частично размещен U-образный подводящий патрубок. Он выполнен с коротким и длинным плечами. Конец короткого плеча размещен в отстойной камере вблизи входа в переводник приемной части скважинного насоса. Конец длинного плеча выведен за отстойную камеру и размещен выше входа в переводник. Отстойная камера соединена с переводником и имеет в нижней части входной канал с проходным сечением, меньшим проходного сечения отстойной камеры. 2 с. и 2 з.п.ф., 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для поочередного подъема нефти и воды из скважины.
Известен способ добычи нефти, включающий добавление в поток парафинистой нефти водного раствора гидроксида натрия в количестве, достаточном для ингибирования отложения парафина на поверхности оборудования [1].
Известный способ приводит к гидрофобизации поверхности оборудования и недостаточной эффективности ингибирования отложения асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ предотвращения асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений в оборудовании скважины, включающий разделение обводненной нефти на забое скважины на нефть и воду, откачку, начиная с воды, и ее периодическое чередование с откачкой нефти [21.
Недостатками известного способа являются образование водонефтяной эмульсии и асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений в скважине, что снижает межремонтный период скважины, уменьшает пропускную способность скважины, приводит к повышению давления откачки и снижению надежности работы подземного оборудования.
В изобретении решается задача повышения надежности разделения обводненной нефти на нефть и воду, снижение образования асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений, повышение надежности работы скважинного насоса и скважины в целом.
Задача решается тем, что в способе добычи нефти, включающем разделение обводненной нефти на забое скважины на нефть и воду, откачку, начиная с воды, и ее периодическое чередование с откачкой нефти, согласно изобретению перед откачкой воды уменьшают скорость потока воды и изменяют направление потока воды на противоположное, перед откачкой нефти изменяют направление потока нефти на противоположное, забор нефти для откачки производят выше, а воды - ниже места начала откачки, изменение потока нефти на противоположное проводят на одном уровне с забором воды для откачки. Перед откачкой воды проводят ее омагничивание постоянными магнитами.
Известна скважинная насосная установка, включающая фильтр, погружной насос с камерой всасывания, смонтированный под насосом гидроциклон с отводящим патрубком, сообщенным с камерой всасывания насоса, и тангенциальными входными патрубками, и приспособление для забора жидкости в скважине с различной глубины перед подачей в насос, в котором приспособление для забора жидкости выполнено в виде крайней мере двух заборных трубок разной длины, установленных вдоль оси скважины, причем выходной конец каждой из трубок подсоединен к одному из входных патрубков гидроциклона, а входной размещен в зоне фильтра скважины [3].
Недостатком известного устройства является образование водонефтяной эмульсии и асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений в скважине, что снижает межремонтный период скважины, уменьшает пропускную способность скважины, приводит к повышению давления откачки и снижению надежности работы подземного оборудования.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является входное устройство скважинного насоса, включающее два подводящих патрубка, входы которых расположены на разных уровнях по разные стороны от соединительного приспособления и направлены в разные стороны по вертикали, выходы через соединительное приспособление подсоединены к приемному патрубку насоса, а соединительное приспособление выполнено в виде трубки с нижним и верхним U-образными участками, при этом соединительное приспособление присоединено к приемному патрубку насоса в верхней части верхнего U-образного участка [4].
Недостатками известного устройства являются недостаточная надежность разделения добываемой продукции на нефть и воду, что приводит к снижению надежности работы подземного оборудования. Кроме того, в устройстве не происходит накапливания механических примесей. Наличие механических примесей в добываемой продукции способствует образованию асфальтосмолистых и парафиногидратных отложении в скважине, что также снижает межремонтный период и уменьшает пропускную способность скважины.
В изобретении решается задача повышения надежности разделения добываемой продукции на нефть и воду, снижение образования асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений, повышение надежности работы скважинного насоса и скважины в целом.
Задача решается тем, что устройство для добычи нефти, включающее U-образный подводящий патрубок и переводник приемной части скважинного насоса, согласно изобретению дополнительно снабжено отстойной камерой, в которой частично размещен U-образный подводящий патрубок, выполненный с коротким и длинным плечами, конец короткого плеча размещен в отстойной камере вблизи входа в переводник приемной части скважинного насоса, а конец длинного плеча выведен за отстойную камеру и размещен выше входа в переводник, отстойная камера соединена с переводником и имеет в нижней части входной канал с проходным сечением, меньшим проходного сечения отстойной камеры, при этом низ U-образного подводящего патрубка размещен на одном уровне с входным каналом отстойной камеры. На входном канале отстойной камеры размещены постоянные магниты.
При добыче обводненной нефти в скважине происходит образование водонефтяной эмульсии и образование асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений в стволе скважины. Это приводит к недостаточной надежности работы скважинного насоса и скважины в целом.
В предложенном изобретении решается задача повышения надежности разделения обводненной нефти на нефть и воду, снижение образования асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений, повышение надежности работы скважинного насоса и скважины в целом.
Задача решается следующим образом. После разделения обводненной нефти на забое скважины на нефть и воду проводят откачку попеременно воды и нефти. Откачку начинают с откачки воды. Перед откачкой воды уменьшают скорость потока воды и изменяют направление потока воды на противоположное. При этом происходит выпадение из воды механических примесей, являющихся центрами образования асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений в стволе скважины. Перед откачкой нефти изменяют направление потока нефти на противоположное. При этом оба потока воды и нефти оказываются текущими в одном направлении, и при переходе от одного потока к другому не возникает дополнительных гидравлических сопротивлений. Осуществление забора нефти для откачки выше, а воды - ниже места начала откачки способствует более полному забору для откачки преимущественно нефти или воды. Таким образом обеспечивается отсутствие перемешивания потоков нефти и воды и исключается образование водонефтяной эмульсии. Размещение места изменения потока нефти на противоположное на одном уровне с местом забора воды для откачки приводит к четкому переходу с откачки нефти на воду и обратно, что также обеспечивает отсутствие образования водонефтяной эмульсии. Постоянные магниты омагничивают воду и тем самым снижают образование асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений в стволе скважины. В качестве магнитов используют скважинные магнитные аппараты типа СМА в количестве 4 на каждую обработку. При этом напряженность аксиального магнитного поля составляет 75-100 КА/м. градиент магнитной индукции в активной зоне 10-15 Тл/м.
Вода смачивает и гидрофилизирует поверхность колонны насосно-компрессорных труб. Нефть и асфальтосмолистые и парафиногидратные частицы, обладая гидрофобными свойствами, отталкиваются от гидрофильной поверхности и не откладываются на подземном оборудовании скважины.
Для осуществления данного способа добычи нефти используют устройство, представленное на чертеже.
Входное устройство скважинного насоса включает U-образный подводящий патрубок 1, отстойную камеру 2, переводник 3 приемной части скважинного насоса 4. U-образный подводящий патрубок 1 выполнен с коротким 5 и длинным 6 плечами. Конец короткого плеча 5 размещен в отстойной камере 2 вблизи входа в переводник 3 приемной части скважинного насоса 4. Конец длинного плеча 6 выведен за отстойную камеру 2 и размещен выше входа в переводник 3. Отстойная камера 2 соединена с переводником 3 и имеет входной канал 7 с проходным сечением, меньшим проходного сечения отстойной камеры 2. Низ U-образного подводящего патрубка 1 размещен на одном уровне с входным каналом 7 отстойной камеры 2. На входном канале 7 отстойной камеры 2 размещены постоянные магниты 8. Входное устройство скважинного насоса размещено в скважине 9. Между входным устройством скважинного насоса и скважиной 9 образуется затрубное пространство 10.
Устройство работает следующим образом.
Вначале скважина 9 заполнена жидкостью глушения, т.е. водой повышенной плотности. При запуске скважинного насоса (на чертеже не показан) происходит отбор скважинной жидкости через приемную часть скважинного насоса 4, переводник 3, отстойную камеру 2 и U-образный подводящий патрубок 1. По мере поступления пластовой жидкости происходит накопление нефти выше входного устройства скважинного насоса. Граница раздела нефть-вода будет находится на одном уровне как в затрубном пространстве 10, так и в длинном плече 6 U-образного подводящего патрубка 1. При опускании границы раздела нефть-вода ниже конца короткого плеча 5 U-образного подводящего патрубка 1 происходит вытеснение воды из короткого плеча 5 и вытеснение воды из отстойной камеры 2 в затрубное пространство 10. При опускании границы раздела нефть-вода ниже входного канала 7 отстойной камеры 2, а следовательно ниже низа U-образного подводящего патрубка 1, происходит резкое вытеснение воды из короткого плеча 5 U-образного подводящего патрубка 1 и из отстойной камеры 2 в затрубное пространство 10. Граница раздела нефть-вода устанавливается на уровне входного канала 7 отстойной камеры 2 и происходит переход с откачки воды на нефть. При откачке нефти происходит постепенное повышение границы раздела нефть-вода. Граница раздела нефть-вода находится на одном уровне как в затрубном пространстве 10, так и в отстойной камере 2. При установлении границы раздела нефть-вода выше конца короткого плеча 5 U-образного подводящего патрубка 1 вода вытесняет нефть из U-образного подводящего патрубка 1 и происходит переход откачки с нефти на воду. Далее циклы повторяются.
Размещение конца короткого плеча 5 в отстойной камере 2 вблизи входа в переводник 3 приемной части скважинного насоса 4 обеспечивает поступление нефти в переводник 3 приемной части скважинного насоса 4 и далее в скважинный насос. Выведение конца длинного плеча 6 за отстойную камеру 2 и размещение выше входа в переводник 3 обеспечивает сообщение входа в переводник 3 приемной части скважинного насоса 4 с затрубным пространством 10 и нефтяной частью скважинной жидкости. Наличие в отстойной камере 2 входного канала 7 с проходным сечением, меньшим проходного сечения отстойной камеры 2, обеспечивает высокую скорость входа скважинной жидкости в отстойную камеру 2 и малую скорость движения скважинной жидкости в отстойной камере 2. За счет разности скоростей движения скважинной жидкости происходит выпадение твердых частиц в нижнюю часть отстойной камеры 2. В U-образном подводящем патрубке 1 происходит изменение потока нефти на противоположное. В отстойной камере 2 также происходит изменение потока воды на противоположное и направление потоков в одном направлении - на вход скважинного насоса.
Входное устройство скважинного насоса обеспечивает надежность разделения добываемой продукции на нефть и воду, за счет чего повышается надежность работы скважинного оборудования.
Размещение на входном канале 7 отстойной камеры 2 постоянных магнитов 8 способствует омагничиванию скважинной жидкости и дополнительной очистке от механических частиц. Следствием этого является уменьшение образования асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений, повышение надежности работы скважинного насоса и скважины в целом.
На чертеже показано входное устройство скважинного насоса, снабженное магнитами 8, однако оно может применяться и без магнитов 8.
Пример конкретного исполнения. Добывают нефть из скважины глубиной 1700 м. В скважине ниже насоса размещают устройство согласно чертежу. Посредством скважинного насоса невставного типа обеспечивают добычу нефти. В скважине происходит разделение обводненной нефти на нефть и воду. Проводят откачку, начиная с воды, и периодически ее чередуют с откачкой нефти. В устройстве перед откачкой воды происходит уменьшение скорости потока воды и изменение направление потока воды на противоположное. Перед откачкой нефти происходит изменение направления потока нефти на противоположное. Забор нефти для откачки производят выше, а воды - ниже места начала откачки, а изменение потока нефти на противоположное проводят на одном уровне с забором воды для откачки. Перед откачкой воды проводят ее омагничивание постоянными магнитами. До установки устройства скважину периодически два раза в месяц промывали горячей нефтью для удаления асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений. После установки устройства промывки скважины не проводят из-за отсутствия асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений. Вследствие отсутствия образования нефтяной эмульсии дебит скважины возрос на 10%. Снизилось количество подземных ремонтов скважины, возросла надежность работы скважинного оборудования и скважины в целом.
Применение предложенного устройства позволит повысить надежность работы скважины и увеличить межремонтный период.
Источники информации:
1. Патент США N 4722398. кл. E 21 B 37/06, 1988.
1. Патент США N 4722398. кл. E 21 B 37/06, 1988.
2. Патент РФ N 2029855, кл. E 21 B 43/00, 1995 - прототип.
3. Авторское свидетельство СССР N 1585556. кл. F 04 D 13/12, 1988.
4. Патент СССР N 1782294, кл. F 04 D 13/12, 1992 - прототип.
Claims (4)
1. Способ добычи нефти, включающий разделение обводненной нефти на забое скважины на нефть и воду, откачку, начиная с воды, и ее периодическое чередование с откачкой нефти, отличающийся тем, что перед откачкой воды уменьшают скорость потока воды и изменяют направление потока воды на противоположное, перед откачкой нефти изменяют направление потока нефти на противоположное, забор нефти для откачки производят выше, а воды - ниже места начала откачки, а изменение потока нефти на противоположное проводят на одном уровне с забором воды для откачки.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед откачкой воды проводят ее омагничивание постоянными магнитами.
3. Устройство для добычи нефти, включающее U-образный подводящий патрубок и переводник приемной части скважинного насоса, отличающееся тем, что дополнительно снабжено отстойной камерой, в которой частично размещен U-образный подводящий патрубок, выполненный с коротким и длинным плечами, конец короткого плеча размещен в отстойной камере вблизи входа в переводник приемной части скважинного насоса, а конец длинного плеча выведен за отстойную камеру и размещен выше входа в переводник, отстойная камера соединена с переводником и имеет в нижней части входной канал с проходным сечением, меньшим проходного сечения отстойной камеры, при этом низ U-образного подводящего патрубка размещен на одном уровне с входным каналом отстойной камеры.
4. Устройство по п.3, отличающееся тем, что на входном канале отстойной камеры размещены постоянные магниты.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU98105245A RU2117138C1 (ru) | 1998-03-30 | 1998-03-30 | Способ добычи нефти и устройство для его осуществления |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU98105245A RU2117138C1 (ru) | 1998-03-30 | 1998-03-30 | Способ добычи нефти и устройство для его осуществления |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2117138C1 true RU2117138C1 (ru) | 1998-08-10 |
RU98105245A RU98105245A (ru) | 1999-03-20 |
Family
ID=20203714
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU98105245A RU2117138C1 (ru) | 1998-03-30 | 1998-03-30 | Способ добычи нефти и устройство для его осуществления |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2117138C1 (ru) |
-
1998
- 1998-03-30 RU RU98105245A patent/RU2117138C1/ru active
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP3580426B1 (en) | Inverted y-tool for downhole gas separation | |
US6371206B1 (en) | Prevention of sand plugging of oil well pumps | |
CN1031898C (zh) | 井底气锚装置 | |
US5402851A (en) | Horizontal drilling method for hydrocarbon recovery | |
US6092599A (en) | Downhole oil and water separation system and method | |
US6092600A (en) | Dual injection and lifting system using a rod driven progressive cavity pump and an electrical submersible pump and associate a method | |
US6079491A (en) | Dual injection and lifting system using a rod driven progressive cavity pump and an electrical submersible progressive cavity pump | |
US8316938B2 (en) | Subterranean water production, transfer and injection method and apparatus | |
US6125936A (en) | Dual completion method for oil/gas wells to minimize water coning | |
US6123149A (en) | Dual injection and lifting system using an electrical submersible progressive cavity pump and an electrical submersible pump | |
CN112267854A (zh) | 一种采用减压法开采深海可燃冰的装置及工艺 | |
Kolawole et al. | Artificial lift system applications in tight formations: The state of knowledge | |
US6131660A (en) | Dual injection and lifting system using rod pump and an electric submersible pump (ESP) | |
CN1587634A (zh) | 压气循环清砂工艺及配套装置 | |
WO1999015755A2 (en) | Dual injection and lifting system | |
RU2117138C1 (ru) | Способ добычи нефти и устройство для его осуществления | |
RU163125U1 (ru) | Газопесочный якорь для скважин с большим дебитом | |
US20170191355A1 (en) | Two-step artificial lift system and method | |
RU2225938C1 (ru) | Способ эксплуатации нефтяной добывающей скважины | |
RU2394980C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU135524U1 (ru) | Система предварительного сброса воды | |
WO2010016767A2 (en) | Subsurface reservoir drainage system | |
CA2306259C (en) | Prevention of sand plugging of oil well pumps | |
RU2139417C1 (ru) | Способ добычи нефти е.юдина | |
RU2446276C1 (ru) | Способ разработки месторождения с форсированным отбором продукции и устройство для его осуществления |