УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН, ИМЕЮЩИХ ПОДОШВЕННУЮ ВОДУ Российский патент 1996 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации нефтяных скважин на месторождениях с подошвенной водой.

Известно устройство для откачки жидкости из двух зон притока в скважине, разделенных пакером [1]
Устройство состоит из двух штанговых насосов, приемы которых соединены со своими зонами притока, а выкидом является колонна труб, на которой они спущены в скважину.

Недостатком устройства является сложность конструкции, перегрузка колонны штанг, сложность монтажных работ в скважине и, как следствие этого, низкая надежность работы оборудования.

Наиболее близким техническим решением предлагаемому оборудованию является устройство для откачки жидкости из двух зон притока, содержащее один насос, спущенный на трубах в скважину, забойный штуцер для дросселирования избыточного давления одной из зон притока и пакер, соединенный с теми же трубами и разобщающий зоны притока [2]
Известное устройство выполнено разделенным на несвязанные между собой механические части, верхнюю извлекаемую и нижнюю стационарную со съемным клапаном и штуцером, устанавливаемыми в патрубке с отверстиями, расположенным выше пакера.

Недостатком этого устройства является то, что его нельзя использовать для эффективной эксплуатации скважин на месторождениях с подошвенной водой. В этих скважинах регулирование откачки жидкости осуществляется из нижней зоны притока, откуда идет подошвенная вода, а в известном устройстве с верхним расположением регулирующих элементов можно ограничить лишь поступление нефти при неограниченном отборе воды.

Цель изобретения повышение эффективности эксплуатации скважин на месторождениях с подошвенной водой путем регулируемого отбора воды, исключающего с одной стороны образование конуса обводненности в нефтяной зоне притока и, с другой стороны добычу нефти с завышенной обводненностью.

Цель достигается тем, что устройство для эксплуатации нефтяных скважин, имеющих подошвенную воду, включающее установленный в скважине извлекаемый погружной насос и размещенный в обсадных трубах ниже насоса стационарный пакер с дросселирующим узлом, выполненным в виде патрубка с отверстиями, в котором установлен съемный корпус с седлом и уплотнительными элементами и размещенным в корпусе на седле предохранительным клапаном, выполнено с размещением патрубка с отверстиями ниже пакера, а предохранительный клапан выполнен в виде подпружиненной относительно корпуса штуцерной втулки, установленной с возможностью отрыва от седла при перепаде давления, определяемом исходя из соотношения
ΔP
где Δ Р перепад давления, необходимый для открытия предохранительного клапана, равный перепаду давления в пласте между зонами притока воды и нефти, МПа;
n допустимая доля обводненности продукции, поступающей из зоны притока нефти, безразмерная величина;
Q_н величина притока нефти, м³/сут;
К коэффициент продуктивности пласта в направлении образования конуса обводненности, м³/сут^.МПа.

Данное техническое решение позволяет управлять положением поверхности водонефтяного контакта в призабойной зоне пласта. Правильно подобранный размер штуцерной втулки для конкретной скважины обеспечивает горизонтальное положение поверхности водонефтяного контакта, при котором извлекается максимальное количество нефти с минимальной обводненностью. Завышенный размер втулки приводит к увеличению обводненности и снижению отбора нефти. Если размер втулки подобран заниженным и на штуцере возникает увеличенный перепад давления, то штуцерная втулка оторвется от седла и сбросит избыток давления, что предотвратит образование конуса воды в призабойной зоне пласта.

На фиг.1 представлена схема расположения устройства в скважине; на фиг.2 устройство съемного корпуса с подпружиненной втулкой.

Устройство, опущенное в скважину 1, содержит трубы 2 и насос 3, входящие в извлекаемую часть оборудования, а также пакер 4 и дросселирующее устройство 5 со сменным корпусом 6, входящие в стационарную часть оборудования. Пакер разобщает в скважине зону притока нефти 7 от зоны притока воды 8, разделенные в пласте водонефтяным контактом (ВНК).

Корпус 6 имеет головку 9 для захвата его ловителем и извлечения на поверхность без подъема пакера. В корпусе 6 помещена втулка 10 с калиброванным отверстием для прохода дозированного во времени количества жидкости, т.е. она является штуцером. Втулка находится в седле 11 и прижата к нему пружиной 12, усилие которой рассчитано на то, чтобы она поднималась с седла при возникновении определенного перепада давления. В связи с этим втулка 10 одновременно является также элементом предохранительного клапана, который состоит из седла 11, втулки 10 и пружины 12.

Корпус 6 снабжен уплотнительными элементами 13. Над пакером имеется оправка 14 для посадки стационарной части оборудования на забой скважины. Эта же оправка используется и для подъема оборудования на поверхность в случае необходимости.

В качестве насоса 3 может быть использован любой скважинный насос.

Устройство работает следующим образом.

В скважину 1 спускают на трубах 2 пакер 4 и дросселирующее устройство 5. Трубы 2 соединены с пакером 4 с помощью расцепителя труб (не показан), который входит в оправку 14 и удерживает ее до момента посадки пакера, после чего происходит расцепление. Чтобы произвести посадку пакера, необходимо спустить в дросселирующее устройство 5 корпус 6 с заглушкой вместо втулки с отверстием 10, затем повысить давление в трубах 2 для срабатывания пакера 4 (если пакер гидравлического типа) или произвести другие операции по фиксированию пакера в зависимости от принципа его работы. После этого в дросселирующем устройстве 5 устанавливают корпус с втулкой 10 нужного проходного отверстия, производят расцепление труб и они поднимаются на поверхность. Затем в скважину 1 спускают на трубах 2 насос 3 для совместной откачки жидкости из нефтяной и водяной зон пласта. Доля поступающей в насос воды лимитируется проходным сечением втулки 10. При недостаточном отборе воды происходит повышение давления перед втулкой 10, она поднимается, и как предохранитель сбрасывает избыточное давление. Это предотвращает проникновение воды в зону притока нефти 7 по пласту.

Перепад давления, при котором втулка 10 поднимается, должен быть равен депрессии на пласт Δ Р, при которой, согласно уравнению притока жидкости из пласта QK ^.Δ P обеспечивается дебит скважины по нефти Q_н с допустимым соотношением долей нефти (1 n) и воды n, т.е.

Q_н= K•ΔP• .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин на месторождениях с подошвенной водой. Сущность изобретения: для повышения эффективности эксплуатации путем регулируемого отбора воды, исключающего, с одной стороны, образование конуса обводненности в нефтяной зоне притока и, с другой стороны, добычу нефти с завышенной обводненностью, патрубок с отверстиями дросселирующего узла размещен под пакером, а предохранительный клапан выполнен в виде подпружиненной относительно корпуса штуцерной втулки, установленной с возможностью отрыва от седла при перепаде давления, определяемом из соотношения

где ΔP- - перепад давления, необходимый для открытия предохранительного клапана, равный перепаду давления в пласте между зонами притока воды и нефти, мПа; n - допустимая доля обводненности продукции, поступающей из зоны притока нефти; Q_н - величина притока нефти, м³/сут; K - коэффициент продуктивности пласта в направлении образования конуса обводненности м³/сут • мПа. 2 ил.

УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН, ИМЕЮЩИХ ПОДОШВЕННУЮ ВОДУ, включающее установленный в скважине извлекаемый погружной насос и размещенный в обсадных трубах ниже стационарный пакер с дросселирующим узлом, выполненным в виде патрубка с отверстиями, в котором установлен съемный корпус с седлом и уплотнительными элементами, и размещенным в корпусе на седле предохранительным клапаном, отличающееся тем, что патрубок с отверстиями размещен под пакером, а предохранительный клапан выполнен в виде подпружиненной относительно корпуса штуцерной втулки, установленной с возможностью отрыва от седла при перепаде давления, определяемом исходя из следующего соотношения:

где ΔP - перепад давления, необходимый для открытия предохранительного клапана, равный перепаду давления в пласте между зонами притока воды и нефти, МПа;
n - допустимая доля обводненности продукции, поступающей из зоны притока нефти, безразмерная величина;
Q_н - величина притока нефти, м³/сут;
K - коэффициент продуктивности пласта в направлении образования конуса обводненности, м³/сут • МПа.