RU57813U1 - Устройство для добычи нефти из обводненного продуктивного пласта - Google Patents

Abstract

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к глубинно-насосной добыче обводненной нефти. Устройство для добычи нефти из обводненного продуктивного пласта состоит из колонны насосно-компрессорных труб, верхнего и нижнего плунжерных насосов, приемной камеры, размещенной напротив продуктивного интервала. Приемная камера сверху на приеме верхнего плунжерного насоса оснащена щелевым фильтром, снабженным металлической сеткой с ячейками. Внутри приемной камеры ниже щелевого фильтра установлена глухая перегородка, под которой приемная камера снабжена обратным клапаном. Плунжер верхнего плунжерного насоса с помощью колонны насосных штанг связан с приводом, например, станком-качалкой. Нижний плунжерный насос перевернут, а его нагнетательный клапан находится под всасывающим клапаном. Плунжер нижнего плунжерного насоса жестко соединен с приемной камерой и герметично вставлен в корпус нижнего плунжерного насоса. На корпусе нижнего плунжерного насоса герметично зафиксирован пакер, изолирующий снизу продуктивный пласт. Предлагаемое устройство позволяет повысить эффективность скважинной сепарации (разделения) водогазонефтяной смеси на жидкие фазы, а также снижает затраты на потребляемую электроэнергию и дает возможность регулируемого отбора нефти из скважины за счет подбора длины хода плунжера верхнего насоса на устье скважины в зависимости от доли нефти в пластовой жидкости. 2 ил. на 1 л.

Description

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к глубинно-насосной добыче обводненной нефти.

Известно устройство для добычи нефти (см. РЖ «Горное дело», №6 от 1993 г., 6 Г 417 П), включающее два винтовых насоса с общим валом, приемную камеру, размещенную против продуктивного интервала, два пакера, изолирующих продуктивный интервал. Один из винтовых насосов, предназначенный для закачки воды, забирает жидкость из нижней части приемной камеры и направляет в хвостовик под нижний пакер к поглощаемому пласту.

Наиболее близким по технической сущности является устройство для добычи нефти из обводненного продуктивного пласта (патент RU №2190094, МПК 7 Е 21 В 43/38, С 02 F 1/48 опубл. в бюл. №27 от 27.09.2002 г.), содержащее колонну насосно-компрессорных труб, два винтовых насоса с общим валом, приемную камеру, размещенную напротив продуктивного интервала, пакер, изолирующий продуктивный пласт, при этом устройство снабжено омагничивателями, установленными в приемной камере, куда поступает водогазонефтяная смесь из продуктивного пласта, с учетом физико-химических свойств этой смеси и на приемах винтовых насосов, общий вал которых выполнен магнитным, при этом омагничиватели винтовых насосов обладают разными магнитными свойствами, для чего они выполнены со ступенчатой внутренней поверхностью и установлены на верхнем насосе расширенной частью вверх, а на нижнем насосе - расширенной частью вниз, при этом омагничиватели установлены каждый с возможностью ограниченного осевого перемещения и фиксации относительно приема насоса, причем длина входного омагничивателя выбрана не менее длины перфорированной части обсадной колонны.

Как аналогу, так и прототипу в той или иной степени присущи общие недостатки:

во-первых, необходимо заранее подбирать соотношение подач винтовых насосов в зависимости от соотношения долей нефти и воды в пластовой жидкости, которые изменяются в процессе эксплуатации;

во-вторых, низкая степень скважинной сепарации водогазонефтяной смеси, что не позволяет качественно разделить водогазонефтяную смесь на легкую (нефть) и тяжелую (воду) жидкие фазы, а это не позволяет вести эффективный отбор продукции;

в-третьих, высокое потребление электроэнергии винтовых насосов.

Технической задачей полезной модели является повышение эффективности скважинной сепарации водогазонефтяной смеси на жидкие фазы, а также снижение затрат на потребляемую электроэнергию с возможностью регулируемого отбора нефти из скважины.

Поставленная техническая задача решается устройством для добычи нефти из обводненного продуктивного пласта, содержащим колонну насосно-компрессорных труб, два насоса, приемную камеру, размещенную напротив продуктивного интервала, пакер, изолирующий продуктивный пласт.

Новым является то, что приемная камера сверху на приеме верхнего насоса снабжена щелевым фильтром, оснащенным металлической сеткой, причем в приемной камере ниже щелевого фильтра установлена глухая перегородка, под которой приемная камера снабжена обратным клапаном, при этом насосы выполнены плунжерными, причем плунжер верхнего насоса с помощью колонны насосных штанг связан с приводом, а нижний насос перевернут и его нагнетательный клапан находится под всасывающим клапаном, при этом плунжер нижнего насоса жестко соединен с приемной камерой, причем на корпусе нижнего насоса герметично зафиксирован пакер.

На фигуре 1 схематично изображена конструкция предлагаемого устройства.

На фигуре 2 вид - А щелевого фильтра.

Устройство для добычи нефти из обводненного продуктивного пласта 1 (см. фиг.1) состоит из колонны насосно-компрессорных труб 2, верхнего 3 и нижнего 4 плунжерных насосов, приемной камеры 5, размещенной напротив продуктивного интервала 6.

Приемная камера 5 сверху на приеме верхнего плунжерного насоса 3 оснащена щелевым фильтром 7, снабженным металлической сеткой 8 (см. фиг.2) с ячейками 9.

Внутри приемной камеры 5 ниже щелевого фильтра 7 (см. фиг.1) установлена глухая перегородка 10, под которой приемная камера 5 снабжена обратным клапаном 11.

Плунжер (на фиг.1 и 2 не показано) верхнего плунжерного насоса 3 с помощью колонны насосных штанг 12 связан с приводом, например, станком-качалкой (на фиг.1 и 2 не показано).

Нижний плунжерный насос 4 перевернут, а его нагнетательный клапан 13 находится под всасывающим клапаном 14.

Плунжер 15 нижнего плунжерного насоса 4 жестко соединен с приемной камерой 5 и герметично вставлен в корпус 16 нижнего плунжерного насоса 4.

На корпусе 16 нижнего плунжерного насоса 4 герметично зафиксирован пакер 17, изолирующий снизу продуктивный пласт 1.

Устройство работает следующим образом.

Сначала производится монтаж устройства. Для этого в скважину 18 (см. фиг.1) спускают корпус 16 нижнего плунжерного насоса 4, на наружной поверхности которого герметично зафиксирован пакер 17, и устанавливают последний ниже изолируемого продуктивного пласта 1, но выше другого пласта 19 (например, поглощающего), находящимся ниже продуктивного пласта 1 на расстоянии, достаточном для установки пакера 17. Далее производят запакеровку пакера 17 в скважине 18. Далее в скважину 18 в сборе спускают оставшуюся часть устройства до тех пор, пока плунжер 15 нижнего плунжерного насоса 4 герметично не войдет в корпус 16 нижнего плунжерного насоса 4.

Запускают устройство в работу, при этом в качестве плунжерных насосов 3 и 4 применяются обычные штанговые глубинные насосы (ШГН) любой известной конструкции, при этом плунжер верхнего плунжерного насоса 3, соединенный с колонной насосных штанг 12, под действием привода совершает осевое возвратно-поступательное перемещение.

Плунжер 15 нижнего плунжерного насоса 4, жестко соединенный с колонной насосно-компрессорных труб 2 посредством приемной камеры 5 и корпуса верхнего плунжерного насоса 3, совершает осевое возвратно-поступательное перемещение за счет растяжения-сжатия колонны насосно-компрессорных труб 2, происходящего в результате работы устройства относительно корпуса 16 нижнего плунжерного насоса 4, так как корпус 16 остается неподвижным, поскольку он зафиксирован относительно разбуриваемого пакера 17, который запакерован в скважине 18.

В процессе работы устройства водогазонефтяная смесь из обводненного продуктивного пласта 1 поступает внутрь скважины 18 напротив продуктивного интервала 6, где под действием сил гравитации происходит разделение водогазонефтяной смеси на жидкие фазы и газ.

Газ из продуктивного интервала 6 по межтрубному пространству между колонной насосно-компрессорных труб 2 и скважиной 18 поднимается на поверхность. Жидкие фазы разделяются, причем более тяжелая жидкая фаза (вода) оседает вниз, а более легкая (нефть) поднимается наверх.

Благодаря работе верхнего насоса 3 (циклу всасывания) нефть попадает на ячейки 9 (см. фиг.2) металлической сетки 8 щелевого фильтра 7, где происходит фильтрация нефти, то есть ее очистка от песка, шлама, мех примесей. Далее прошедшая через ячейки 9 металлической сетки 8 (см. фиг.2) щелевого фильтра 7 нефть поступает внутрь приемной камеры 5 на прием верхнего насоса 3.

Щелевой фильтр 7 (см. фиг.1) позволяет исключить накопление песка, шлама и мех примесей над глухой перегородкой 10 в приемной камере 5 в процессе работы устройства, а также продлить срок службы насоса благодаря предварительной очистки нефти за счет исключения попадания абразива (песка, шлама) на рабочую поверхность плунжера.

Вода через обратный клапан 11 попадает внутрь в нижнюю часть приемной камеры 5, где опускается вниз и, заполняя плунжер 15, поступает на прием перевернутого нижнего плунжерного насоса 4, причем смешивание жидких фаз внутри приемной камеры 5 предотвращается глухой перегородкой 10. Кроме того, вода, попавшая вместе с нефтью в верхнюю часть приемной камеры 5, за счет сил гравитации оседает над глухой перегородкой 10 и не попадает на прием верхнего плунжерного насоса 3.

Работа устройства продолжается, при этом верхний плунжерный насос 3 осуществляет откачку нефти из скважины 18, которая поднимается вверх по колонне насосно-компрессорных труб 2 на поверхность, а нижний плунжерный насос 4 осуществляет откачку воды из нижней части приемной камеры 5 в пласт 19.

При этом в процессе хода плунжера 15 вверх относительно корпуса 16 нижнего плунжерного насоса 4 всасывающий клапан 14 открыт, а нагнетательный клапан 13 закрыт. В результате вода с приема нижнего насоса 4 попадает под всасывающий клапан 14, то есть происходит цикл «всасывания». При ходе плунжере 15 вниз относительно корпуса 16 нижнего плунжерного насоса 4 всасывающий клапан 14 закрыт, а нагнетательный клапан 13 открыт. В результате вода из-под всасывающего клапана 14 попадает под нагнетательный клапан 13 и попадает в пласт 19, который поглощает откачиваемую воду. В дальнейшем цикл работы устройства повторяется.

В зависимости от доли нефти, поступающей на прием верхнего плунжерного насоса 3, приводом, установленным на устье скважины, регулируют длину хода плунжера верхнего плунжерного насоса 3. Щелевой фильтр 7 позволяет исключить накопление песка, шлама и механических примесей над глухой перегородкой 10 в приемной камере 5 в процессе работы устройства.

Предлагаемое устройство позволяет продлить срок службы насоса благодаря предварительной очистки нефти за счет исключения попадания абразива (песка, шлама) на рабочую поверхность плунжера верхнего насоса.

Кроме того, устройство позволяет повысить эффективность скважинной сепарации (разделения) водогазонефтяной смеси на жидкие фазы, а также дает возможность регулируемого отбора нефти из скважины за счет подбора длины хода плунжера верхнего насоса на устье скважины в зависимости от доли нефти в пластовой жидкости.

Claims (1)

1. Устройство для добычи нефти из обводненного продуктивного пласта, содержащее колонну насосно-компрессорных труб, два насоса, приемную камеру, размещенную напротив продуктивного интервала, пакер, изолирующий продуктивный пласт, отличающееся тем, что приемная камера сверху на приеме верхнего насоса снабжена щелевым фильтром, оснащенным металлической сеткой, причем в приемной камере ниже щелевого фильтра установлена глухая перегородка, под которой приемная камера снабжена обратным клапаном, при этом насосы выполнены плунжерными, причем плунжер верхнего насоса с помощью колонны насосных штанг связан с приводом, а нижний насос перевернут и его нагнетательный клапан находится под всасывающим клапаном, при этом плунжер нижнего насоса жестко соединен с приемной камерой, причем на корпусе нижнего насоса герметично зафиксирован пакер.