СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ СКВАЖИНЫ И СИСТЕМА ДОБЫЧИ СЫРОЙ НЕФТИ Российский патент 2006 года по МПК E21B43/00 

Предшествующий уровень техники

Данное изобретение относится к усовершенствованию способа и системы выкачивания сырой нефти из подземных пластов и, в частности, к таким способу и системе, в которых снижена или отсутствует нежелательная подача газа в насосную колонну.

В традиционных способах и системах добычи сырой нефти забойный насос располагается внутри скважины в подземном пласте, и сырая нефть засасывается через отверстия непосредственно под входным каналом насоса. Сырая нефть, рассол или газ, проходящие через эти отверстия, попадают в забойный насос и, далее, через насос, в насосную колонну. Природный газ, поднимающийся вверх по насосной колонне, направляется затем в резервуар, откуда он либо сбрасывается в атмосферу, либо сжигается. Если образуется достаточное количество природного газа, то он может быть собран для перекачки или приведения в действие двигателя, обеспечивающего работу насоса (см., например, патент US № 4711299, 1987 г.).

По мере подъема по насосной колонне газ расширяется и может создавать давление, достаточное для вытеснения вышележащего столба нефти из устья скважины. Одновременно, по мере того, как расширяющийся столб газа вытесняет нефть из насосной колонны, полирующая штанга, совершающая возвратно-поступательные движения и приводящая в движение забойный насос, лишается контакта с рассеивающей тепло нефтью. Это приводит к тому, что полирующая штанга сильно нагревается, и ее износ может заметно увеличиться.

Следовательно, в настоящее время существует необходимость улучшения способа и системы добычи сырой нефти, при которых попадание газа в насосную колонну будет уменьшено или исключено.

Краткое изложение изобретения

Согласно изобретению способ добычи нефти из скважины, пробитой в подземном пласте, включает установку насосного узла в указанную скважину, где указанный насосный узел содержит забойный насос, имеющий впускное и выпускное отверстия, и насадку, сопряженную с насосом, и имеющую верхнее впускное отверстие, где между указанными скважиной и насосом расположен кольцевой зазор; поддержание указанного верхнего впускного отверстия насадки полностью в нефти; создание давления над нефтью при помощи газа; перекачивание указанной нефти вверх посредством забойного насоса, в то время как указанный газ удерживается от попадания в указанный насос путем поддержания верхнего выпускного отверстия указанной насадки полностью в нефти; извлечение газа через указанный кольцевой зазор.

Согласно второму варианту способ добычи нефти из скважины, пробитой в подземном пласте, включает: установку насосного узла в указанную скважину, где указанный насосный узел содержит забойный насос, имеющий впускное и выпускное отверстия, и насадку, сопряженную с насосом, при этом указанная насадка имеет верхнее впускное отверстие, а указанные скважина и насос отделены друг от друга кольцевым зазором; заполнение указанного кольцевого зазора нефтью с плотностью D, г/см³; создание давления Р, г/см² над нефтью при помощи газа; поддержание верхнего впускного отверстия указанной насадки на высоте минимум Н, см, ниже выпускного отверстия насоса, причем Н превышает величину P/D; перекачивание нефти вверх посредством указанного забойного насоса, в то время как указанный газ удерживается от попадания в забойный насос путем поддержания верхнего впускного отверстия указанной насадки, по меньшей мере, на минимальной высоте Н; и извлечение газа из указанного кольцевого зазора.

Согласно изобретению, система добычи сырой нефти, проиллюстрированная на чертежах, включает забойный насос, имеющий впускное и выпускное отверстия. Имеется насадка, выступающая значительно ниже впускного отверстия насоса, и указанная насадка снабжена впускным отверстием. Вся жидкость, перекачиваемая насосом, проходит через впускное отверстие насадки, и это отверстие располагается ниже самого низкого уровня сырой нефти в скважине, создаваемого насосом. По этой причине впускное отверстие насадки остается погруженным в нефть, заполняющую скважину, и газ удерживается от попадания в насос или насосную колонну. Вместо этого газ создает давление в кольцевом зазоре, откуда он может быть извлечен или сброшен в атмосферу.

Краткое описание чертежей

На фиг.1 изображен вид системы для добычи сырой нефти в поперечном разрезе, включающий предпочтительное воплощение настоящего изобретения, показывающий плунжерный насос в нижнем положении.

На фиг.2 представлен вид воплощения системы по фиг.1 в поперечном разрезе, показывающий плунжерный насос в верхнем положении.

Подробное описание предпочтительных воплощений

На фиг.1 представлен общий вид системы 10 для добычи сырой нефти, которая размещается в скважине 12, пробитой в подземном пласте 14. Пласт 14 включает нефтеносную зону 16. Сырая нефть 80 и природный газ 82 из нефтеносной зоны 16 поступают в скважину 12. Устье 19 скважины располагается над землей, а эксплуатационная насосно-компрессорная колонна 20 отходит от устья 19 скважины.

На нижнем конце эксплуатационной насосно-компрессорной колонны 20 расположен забойный насос 22, который состоит из корпуса 24 и плунжера 26. В настоящем воплощении изобретения корпус 24 насоса представляет собой трубу, выполненную так, чтобы опускать ее в скважину 12, а плунжер 26 имеет вид трубы, концентрически размещенной внутри корпуса 24 насоса.

Насос 22 имеет впускное отверстие 28, расположенное около нижнего запорного клапана 30 корпуса насоса 22. Насос 22 также содержит выпускное отверстие 32 при верхнем запорном клапане 36, опирающемся на плунжер 26. Плунжер опирается на полирующую штангу 38, совершающую возвратно-поступательные движения, которая выходит наружу через устье скважины 19. Двигатель (не показан) передает возвратно-поступательные движения штанге 38 и, таким образом, перемещает плунжер 26 насоса попеременно вверх и вниз в корпусе 24. При движении плунжера 26 вниз по корпусу насоса 24 нижний запорный клапан 30 закрывается, верхний клапан 36 открывается и нефть, находящаяся между запорными клапанами 30, 36, поступает вокруг верхнего запорного клапана 36 в насосную колонну 40, установленную на эксплуатационную насосно-компрессорную колонну 20 над верхним запорным клапаном 36.

Когда полирующая насосная штанга 38 поднимает плунжер 26, то верхний запорный клапан 36 закрывается и открывается нижний клапан 30. Движущийся вверх плунжер 26 поднимает нефть в насосную колонну 40 и выпускает ее для сбора и перераспределения через выпускное отверстие 42 для сырой нефти. Движущийся вверх плунжер 26 также извлекает сырую нефть в корпус насоса 22, минуя нижний запорный клапан 30.

Элементы 12-42, описанные выше, могут быть введены в эксплуатацию посредством любой подходящей технологии. Например, эксплуатационная насосно-компрессорная колонна 20 может быть присоединена любым способом: резьбовыми соединениями, сварными соединениями и т.п. Аналогично забойный насос 22 может быть любой формы, и это не ограничивается простым примером, приведенным на чертежах. При желании, могут быть использованы иные типы забойных насосов, включая, например, электрические и винтовые насосы.

В соответствии с данным изобретением система 10 для переработки сырой нефти дополнительно включает в себя насадку 60, которая выступает ниже впускного отверстия 28 насоса. Насадка 60 имеет впускное отверстие 62, расположенное, в данном примере, около дна насадки 60. Насадка 60 не имеет отверстий между самой верхней частью впускного отверстия 62 и впускным отверстием 28 насоса. Насадка 60 может иметь разную форму и может включать любую комбинацию открытого нижнего конца и/или отверстий в боковой стенке насадки 60.

В данном случае насадка 60 имеет форму трубы, которая отходит от эксплуатационной насосно-компрессорной колонны 20 или, альтернативно, от корпуса 24 насоса. Для всех воплощений изобретения не является существенным, что насадка 60 присоединяется непосредственно к корпусу 24 насоса и, при желании, насадка 60 может опираться на другие фрагменты скважины, например на обсадную колонну 21.

Как показано на фиг.2, самая верхняя часть впускного отверстия 62 располагается на уровне L1, и забойный насос 22 характеризуется самым низким уровнем перепада давления L2, который достигается при постоянно избыточном давлении Р в кольцевом зазоре и плотности D сырой нефти. Как видно из фиг.2, этот наименьший уровень перепада давления L2 располагается выше уровня L1, и, таким образом, насос 22 не способен подавать сырую нефть 80 в скважину 12 до достаточно низкого уровня, так чтобы позволить газу 82 попасть в любую часть впускного отверстия 62. Таким образом, газ 82 удерживается от попадания в насадку 60, впускное отверстие насоса 28 или насосную колонну 40. Поэтому для предотвращения перегрева насосная штанга 38 всегда находится в нефтяной ванне. Кроме того, так как газ 82 защищен от попадания в насосную колонну 40, то он сжимает кольцевой зазор 18, что облегчает его извлечение из зазора. Извлеченный газ может быть собран и использован для приведения в движение двигателя, который передает возвратно-поступательное движение насосной штанге 38.

Как было объяснено выше, забойный насос 22 подает сырую нефть 80 мимо нижнего запорного клапана 30, когда плунжер 26 поднимается. Минимальный уровень перепада давления, достигаемый при помощи насоса 22, является функцией давления газа Р в зазоре 18, воздействующего на нефть, и плотности D сырой нефти 80. В частности, максимальный вертикальный разнос между верхним запорным клапаном и минимальным уровнем перепада давления L2 приблизительно равен P/D. Высота Н между выпускным отверстием 32 и самой верхней частью впускного отверстия 62 насадки поддерживается на уровне, превышающим P/D, при всех положениях выпускного отверстия 32 насоса, при движении плунжера 26. Отметим, что в данном случае выпускное отверстие насоса 32 перемещается вверх и вниз в соответствии с движением плунжера 26, и величина Н, указанная выше, определяется в отношении наинизшего положения плунжера 26 и, следовательно, выпускного отверстия 32 насоса.

В большинстве случаев давление Р составляет не менее атмосферного давления (14,7 пси или 1030 г/см²), плотность D не превышает плотность воды (0,036 фунтов/дюйм)³ или 1 г/см³) и высота H, таким образом, превышает 34 фута (10,3 м). Например, в случае, когда плотность D составляет 0,8 от плотности воды, высота Н превышает 42 фута (13 метров). Следовательно, высота Н может быть более 34, 40 или 45 футов (10, 12 или 14 м). Могут быть использованы и большие величины Н. Например, если скважина находится под давлением Р газа большим, чем минимальное давление для глубины 5000 футов (1525 м) в 10, 50 или 100 пси (700, 3500 или 7000 г/см²), то высота Н должна быть больше, чем 85, 200 и 300 футов (30, 61 и 91 м), соответственно.

Как было описано выше, насадка 60 предотвращает подачу насосом 22 сырой нефти 80 до уровня, при котором любое из впускных отверстий 62 насадки открывается напрямую в газ 82, заполняющий скважину над уровнем нефти 80. Это помогает избежать появления любого заметного объема газа в насадке 60, забойном насосе 22 и насосной колонне 40, как результата откачки. Разумеется, нефть 80 может содержать растворенный или суспендированный газ, который может попасть в насадку 60 вместе с нефтью, но объем этого растворенного газа незначителен по сравнению с тем, который неблагоприятно воздействует на охлаждение полирующей насосной штанги.

Подробное вышеприведенное описание раскрывает только некоторые из многих форм. которые может принимать настоящее изобретение. Поэтому, настоящее подробное описание служит только для целей иллюстрации и не ограничивает объем изобретения. Объем настоящего изобретения определяется только нижеследующей формулой, включая все эквиваленты.

Изобретение относится к добыче сырой нефти из подземных пластов, предусматривающей снижение или предотвращение поступления газа в насосную колонну. Обеспечивает повышение эффективности добычи нефти. Сущность изобретения: система добычи сырой нефти содержит отрезок эксплуатационной насосно-компрессорной колонны, расположенный в скважине, забойный насос, опирающийся на эксплуатационную насосно-компрессорную колонну и расположенный в скважине. При этом указанный насос содержит впускное и выпускное отверстия. Выпускное отверстие насоса связано через газонефтяную среду с насосной колонной, установленной на эксплуатационной насосно-компрессорной колонне. Скважина содержит кольцевой зазор, расположенный вокруг указанного насоса, некоторое количество нефти, заполняющее указанный кольцевой зазор скважины, газ, занимающий пространство над указанным количеством нефти, находящийся под давлением, насадку, направленную вниз от впускного отверстия насоса. Насадка содержит впускное отверстие и не содержит отверстий между впускным отверстием насоса и впускным отверстием насадки. Минимальное расстояние по вертикали между впускным отверстием насадки и выпускным отверстием насоса задано таким образом, что забойный насос защищен от перекачиваемой нефти указанной насадкой в степени, достаточной для подачи нефти в кольцевой зазор до уровня, который обеспечивает попадание значительной части газа во впускное отверстие насадки, препятствуя, таким образом, поступлению значительного объема газа во впускное отверстие насоса и насосную колонну. Имеется также штанга, имеющая возможность совершения возвратно-поступательных движений, расположенная в насосной колонне и сопряженная с забойным насосом для приведения его в действие. Способ по изобретению предусматривает использование описанной выше системы. 4 н. 7 з. п. ф-лы, 2 ил.

1. Система добычи сырой нефти, расположенная в скважине, пробитой в подземном пласте, проходящей сквозь нефтеносную область, и содержащая отрезок эксплуатационной насосно-компрессорной колонны, расположенный в скважине;

забойный насос, опирающийся на эксплуатационную насосно-компрессорную колонну и расположенный в скважине, при этом указанный насос содержит впускное и выпускное отверстия и указанное выпускное отверстие насоса связано через газонефтяную среду с насосной колонной, установленной на эксплуатационной насосно-компрессорной колонне, а указанная скважина содержит кольцевой зазор, расположенный вокруг указанного насоса;

некоторое количество нефти плотностью D г/см³, заполняющее указанный кольцевой зазор скважины;

газ, занимающий пространство над указанным количеством нефти, находящийся под давлением Р г/см²;

насадку, направленную вниз от впускного отверстия насоса, при этом указанная насадка содержит впускное отверстие и не содержит отверстий между впускным отверстием насоса и впускным отверстием насадки, так что нефть, перекачиваемая забойным насосом, поступает вверх, из впускного отверстия насадки перед попаданием в насос, причем минимальное расстояние по вертикали между впускным отверстием насадки и выпускным отверстием насоса составляет Н см, и где Н превышает величину P/D так, что забойный насос защищен от перекачиваемой нефти указанной насадкой в степени, достаточной для подачи нефти в кольцевой зазор до уровня, который обеспечивает попадание значительной части газа во впускное отверстие насадки, препятствуя, таким образом, поступлению значительного объема газа во впускное отверстие насоса и насосную колонну; и штангу, имеющую возможность совершения возвратно-поступательных движений, расположенную в насосной колонне и сопряженную с забойным насосом для приведения его в действие.

некоторое количество нефти, которое может быть перекачано указанным насосом на нижний уровень L2; газ, находящийся под давлением Р г/см² над указанным количеством нефти;

где L2 расположен выше L1 так, что насос защищен от перекачиваемой нефти указанной насадкой в степени, достаточной для подачи нефти в кольцевой зазор до уровня, который обеспечивает попадание значительной части газа во впускное отверстие насадки, препятствуя, таким образом, поступлению значительного объема газа во впускное отверстие насоса и насосную колонну.