УСТРОЙСТВО ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ Российский патент 2000 года по МПК E21B43/00 F04B47/00 

Изобретение относится к технике подъема газированной жидкости и может быть использовано, в частности, в нефтегазодобывающей промышленности, где необходимо отбирать жидкость из скважин с низкими статическими и динамическими уровнями.

Известна глубинно-насосная установка, содержащая ступенчатый поршневой насос, установленный на пакере и связанный через колонну лифтовых труб с поверхностным источником давления периодического действия [1].

Недостатком установки является низкий КПД при добыче жидкости, содержащей растворенный газ, а также потребность в поверхностном источнике давления.

Наиболее близким техническим решением, взятым нами в качестве прототипа, является изобретение "Устройство для добычи нефти", включающее колонну обсадных труб с концентрично размещенной в ней колонной лифтовых труб с пакером и средством для откачки нефти и воды, причем средство для откачки нефти и воды выполнено в виде однопоршневого насоса, цилиндр которого снабжен перекрытыми обратными клапанами впускными клапанами, а его поршень - сквозным каналом, перекрытым клапанным узлом, реагирующим на плотность окружающей среды.

Помимо того, клапанный узел, реагирующий на плотность окружающей среды, выполнен в виде установленных с возможностью взаимодействия между собой дроссельной катушки, связанной с поршнем и датчиков, размещенных в пространстве между колонной обсадных труб и цилиндром насоса, впускные клапаны равномерно расположены по высоте цилиндра насоса [2].

Недостаток известного устройства, взятого нами в качестве прототипа, состоит в необходимости дополнительного источника электрической энергии, требуемой для привода насосных штанг, сложности монтажа оборудования в скважине, обусловленной спуском электрического кабеля и креплением его к лифтовым трубам.

Задачей изобретения является исключение дополнительного источника энергии и упрощение монтажа конструкции устройства.

Поставленная задача решается тем, что в известном устройстве, включающем колонну обсадных труб с концентрично размещенной в ней колонной лифтовых труб с пакером и средством для откачки нефти и воды, установленном на некоторой расчетной глубине в скважине, последнее выполнено в виде двухступенчатого полированного цилиндра со стопорным кольцом с отверстием в его нижней части, обратным клапаном, например, шарикового типа в его верхней части и размещенного в цилиндре двухступенчатого пустотелого плунжера, верхняя и нижняя части которого снабжены наклонными проточными каналами для поступления нефти и воды, а в полости плунжера размещен клапан с центраторами, пружиной в верхней части, верхними и нижними полированными цилиндрическими рабочими поверхностями различного сечения, при этом клапан открыт при движении плунжера вниз, а его нижняя часть выполнена с возможностью упора на стопорное кольцо и перекрытия поступления жидкости в полость колонны лифтовых труб.

Отличительными признаками заявленного технического решения являются:
- средство для извлечения нефти и воды выполнено в виде двухступенчатого полированного цилиндра со стопорным кольцом с отверстиями в его нижней части, обратным клапаном, например, шарикового типа в его верхней части и размещенного в цилиндре двухступенчатого пустотелого плунжера,
- верхняя и нижняя части двухступенчатого пустотелого плунжера снабжены наклонными проточными каналами для поступления нефти и воды, а в полости плунжера размещен клапан с центраторами, пружиной в верхней части, верхними и нижними полированными цилиндрическими рабочими поверхностями различного сечения,
- при этом клапан открыт при движении плунжера вниз, а его нижняя часть выполнена с возможностью упора на стопорное кольцо и перекрытия поступления жидкости в полость колонны лифтовых труб.

Перечисленные существенные отличительные признаки заявленного изобретения нам были неизвестны из патентной и научно-технической информации и в совокупности с известными признаками обеспечивают решение задачи, поставленной изобретением, что позволяет сделать вывод о том, что заявленное изобретение является "новым".

Изобретение соответствует критерию "изобретательский уровень", так как не является очевидным для среднего специалиста в данной области техники.

Изобретение промышленно применимо, так как конструкция устройства может быть успешно реализована в условиях нефтегазодобывающих предприятий.

На чертеже представлена схема расположения оборудования для добычи нефти с заявленным нами устройством.

Схема оборудования с заявленным нами устройством для добычи нефти состоит из колонны обсадных труб 1, в которой концентрично размещена колонна лифтовых труб 2 с пакером 3. К колонне лифтовых труб 2 подсоединено средство для извлечения нефти и воды, включающее двухступенчатый полированный цилиндр 4, в котором размещен полированный двухступенчатый пустотелый плунжер 5, верхняя и нижняя части которого снабжены наклонными проточными каналами 6 для поступления нефти и воды. В пустотелом полированном плунжере 5 размещен полированный клапан 7, выполненный различного сечения с центраторами 8 и пружиной 9 в верхней части. В нижней части полированного цилиндра 4 размещено стопорное кольцо с отверстиями 10. В верхней части цилиндра 4 размещен обратный клапан 11, например, шарикового типа. Пространство 12 частично (на 5-8% объема) предварительно заполняется антифрикционной жидкостью (маслом определенной вязкостной характеристики в зависимости от температурных условий работы). Верхняя часть колонны лифтовых труб 2 снабжена запорно-регулирующим устройством 13, а в нижней части перфорированной обсадной колонны показан продуктивный пласт 15. Камера 14 между двухступенчатым полированным цилиндром 4 и полированным двухступенчатым пустотелым плунжером 5 может быть заполнена воздухом при атмосферных условиях.

Устройство для добычи, включающее средство для извлечения нефти и воды, спускают в обсаженную колонной обсадных труб 1 скважину на глубину, обеспечивающую наиболее оптимальные характеристики подачи.

Работа устройства в циклическом непрерывном режиме (см. чертеж) обеспечивается в результате оборудования его двухступенчатым полированным пустотелым плунжером 5, снабженным клапаном 7 с центраторами 8, цилиндрические поверхности клапана 7 выполнены различного сечения. В процессе спуска устройства в скважину последнее, не производя подачу, лишь свободно пропускает жидкость через полости (на чертеже не показано). После спуска устройства на расчетную глубину осуществляется пакеровка (см. чертеж) затрубного пространства между обсадной колонной 1 и лифтовыми трубами 2 посредством использования якорного устройства, упора на забой или иным доступным методом, не представляющим технологических затруднений. При этом целесообразной является установка пакера в непосредственной близости по отношению к устройству. В условиях изолированного межтрубного пространства осуществляется самозапуск устройства в работу за счет энергии пласта. В случае отказа в самозапуске необходимо незначительное снижение уровня жидкости в лифтовых трубах 2 одним из распространенных методов (сжатый воздух - эрлифт, тартание, свабирование и др.).

В момент подготовки насоса к спуску в скважину пространство 12 частично (на 5-8% объема) предварительно заполняется антифрикционной жидкостью (маслом определенной вязкостной характеристики в зависимости от температурных условий работы). В запакерованном стволе при движении в цилиндре 4 плунжера 5 вверх (рабочий ход) одновременно с полезной подачей жидкости происходит сжатие содержащегося в камере 14 воздуха, в результате чего эффективное возвратное движение плунжера вниз (холостой ход - заполнение извлекаемой жидкостью полости рабочего цилиндра 4) осуществляется как за счет собственной массы плунжера и энергии расширения сжатого воздуха, так и значительной разницы в величинах давления P₁ и P₂. Открытому состоянию клапана при движении плунжера вниз в известной мере способствует пружина 9, усилие сжатия которой невелико и подбирается опытным или расчетным путем. Достигнув нижней ("мертвой") точки клапан, несколько перемещаясь относительно плунжера вверх, в результате упора на стопорное кольцо 10 перекрывает поступление жидкости в полость лифтовых труб 2, и система "плунжер-клапан" под действием давления P₁ начинает поступательное движение вверх, производя проталкивание жидкости из камеры в лифтовые трубы 2. При этом клапанное устройство шарикового типа 11 с пружиной (на чертеже не показаны) обеспечивает циклический характер подачи, отсекая очередные порции жидкости. Во избежание возможного отказа клапанного устройства шарикового типа вследствие засорения твердыми частицами или частичного износа, возможен вариант установки нескольких подобных клапанов на 2-3 уровнях без заметных дополнительных гидравлических сопротивлений.

Давление P₃, требуемое для подъема жидкости на дневную поверхность, обеспечивается за счет разницы площадей поперечного сечения рабочих частей плунжера S₁ и S₂, гарантия преждевременного открытия клапана при движении системы вверх лимитируется соотношением площадей сечений S₁ и S₂. При достижении стопорного кольца 10 клапан под действием гидравлического напора P₁ (при этом P₃ > P₁) открывается принудительно, что соответствует началу очередного цикла.

Важным условием эффективной и долговечной эксплуатации устройства является состояние полированных рабочих поверхностей ступенчатого цилиндра 4, плунжера 5 и клапана 7.

Обоснованный выбор конструкционных материалов во многом зависит от агрессивности среды, температурных условий и иных факторов.

Устройство для добычи нефти при соответствующих условиях может быть успешно применено взамен дорогостоящих электропогружных (ЭПУ) и штанговых (ШГН) установок и насосов, в особенности при эксплуатации низкодебитных скважин, а также на завершающих стадиях разработки газоконденсатных месторождений с высоким содержанием жидкой фазы и наличием попутно добываемой воды.

Пример расчета производительности устройства для добычи нефти предлагаемой конструкции.

1. Сведения о скважине.

1.1. Скв. N 182, месторождение Пашнинское.

1.2. Забой скважины на глубине 2827 м.

1.3. Интервал перфорации обсадной колонны, диаметром 168 мм, спущенной до забоя, 2778-2756 м (цемент поднят до глубины 1832 м).

1.4. До остановки скважину эксплуатировали с использованием ЭПУ с дебитом жидкости (нефть+вода) 75 м³/сут (72 т/сут). Глубина подвески насоса 1200 м от устья скважины.

1.5. Скважина остановлена в середине 1996 г. при обводненности продукции 80%.

1.6. Текущее давление на забое (H=2800 м) в состоянии покоя 231 кгс/см², средний градиент по стволу скважины 0,964 кгс/см² на 10 м.

1.7. Коэффициент продуктивности K=Q_ж Δ P = 1,8 м³/сут/кгс/см², где:
Q_ж - дебит жидкости, м³/сут или т/сут,
P - депрессия на пласт, кгс/см².

1.8. Статический уровень жидкости в стволе скважины 400 м.

2. Характеристика устройства для добычи нефти, прочие параметры.

2.1. Ступенчатый плунжер d₁=80 мм, d₂ =50 мм, длина хода = 800 мм.

2.2. Коэффициент полезного действия K₁(КПД) - 0,9 (90%) принят условно.

2.3. Глубина спуска устройства в скважину 1200 м от устья на лифтовых трубах диаметром 63,5 мм.

2.4. Давление на глубине 1200 м в момент пуска устройства 77 кгс/см², установившееся в процессе работы - 57 кгс/см².

2.5. Дефицит давления - 39 кгс/см² (400х0,964:10).

2.6. Соотношение площадей ступенчатого плунжера d₁ ²/d₂ ²=2,56.

2.7. Максимально возможное давление, развиваемое устройством при установившемся режиме откачки жидкости при депрессии 20 кгс/см² составит 146 кгс/см², противодавление на устье - 30 кгс/см² (без учета потерь на трение в лифтовых трубах).

3. Продолжительность цикла движения плунжера.

3.1. Движение вниз (заполнение камеры жидкостью). При объеме камеры V = π/4 • d₂ ²•L = 0,00157 м³ = 1,57 л и учитывая, что при K=1,8 м³/сут/кгс/см² и депрессии 57 кгс/см² дебит жидкости составит 102,6 м²/сут (0,00119 м³/с), продолжительность заполнения камеры составит: 0,00157:0,00119=1,3 с.

3.2. Давление, создаваемое столбом жидкости на глубине 1200 м при свободном переливе составит 116 кгс/см² (1200х0,964:10), приведенное с учетом соотношения площадей сечения ступенчатого плунжера - 45 кгс/см² (116:2,56). Активный напор жидкости в этом случае определяется равным 12 кгс/см² (57-45), расчетный дебит 21,6 м²/сут (1,8х12) или 0,00025 м³/с, а продолжительность хода плунжера вверх - 6,3 с.

3.3. Продолжительность цикла в целом: 1,3+6,3=7,6 с.

3.4. Число циклов в течение суток: 86400:7,6=11368.

4. Теоретическая суточная производительность устройства для добычи нефти для конкретных условий скважины и глубины подвески:
Q_ж = π/4 • d₂ ² • L • T/t • K₁ = 0,785х0,05²х0,08х86400/7,6х0,9=16,1 м³/сут, где T - число секунд в сутках,
t - продолжительность цикла, с,
K₁ - КПД устройства.

5. Суточный дебит нефти: Q_н = 16,1х0,2х0,85=2,7 т/сут,
где 0,2 - доля нефти в дебите жидкости,
0,85 - плотность нефти в поверхностных условиях, г/см³.

Заявленное устройство для добычи нефти в сравнении с прототипом позволяет исключить потребление энергии и упростить конструкцию.

Источники информации
1. SU 629326 A, 07.09.78.

2. SU 1340264 A1, 20.07.96.

Использование: в технике подъема газированной жидкости и может быть использовано, в частности, в нефтегазодобывающей промышленности, где необходимо отбирать жидкость из скважин с низкими статическими и динамическими уровнями. Обеспечивает исключение дополнительного источника энергии и упрощение монтажа конструкции устройства. Устройство включает колонну обсадных труб. В ней концентрично размещена колонна лифтовых труб с пакером и средством для извлечения нефти и воды. Это средство выполнено в виде двухступенчатого полированного цилиндра со стопорным кольцом с отверстиями в его нижней части. В его верхней части - обратный клапан, например, шарикового типа. В цилиндре размещен двухступенчатый пустотелый плунжер. Верхняя и нижняя части его снабжены наклонными проточными каналами для поступления нефти и воды. В полости плунжера размещен клапан с центраторами, пружиной в верхней части, верхними и нижними полированными цилиндрическими рабочими поверхностями различного сечения. Клапан открыт при движении плунжера вниз. Его нижняя часть выполнена с возможностью упора на стопорное кольцо и перекрытия поступления жидкости в полость колонны лифтовых труб. 1 ил.

Устройство для добычи нефти, включающее колонну обсадных труб с концентрично размещенной в ней колонной лифтовых труб с пакером и средством для извлечения нефти и воды, устанавливаемом на некоторой расчетной глубине в скважине, отличающееся тем, что средство для извлечения нефти и воды выполнено в виде двухступенчатого полированного цилиндра со стопорным кольцом с отверстиями в его нижней части, обратным клапаном, например, шарикового типа в его верхней части и размещенного в цилиндре двухступенчатого пустотелого плунжера, верхняя и нижняя части которого снабжены наклонными проточными каналами для поступления нефти и воды, а в полости плунжера размещен клапан с центраторами, пружиной в верхней части, верхними и нижними полированными цилиндрическими рабочими поверхностями различного сечения, при этом клапан открыт при движении плунжера вниз, а его нижняя часть выполнена с возможностью упора на стопорное кольцо и перекрытия поступления жидкости в полость колонны лифтовых труб.