СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ (ВАРИАНТЫ) Российский патент 2006 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче нефти глубинными насосами при эксплуатации нефтяных месторождений, в том числе с низкопродуктивными пластами, с подстилающей водой и, характеризующихся пластовым давлением на 0,5 МПа превышающим величину давления начала разгазирования нефти.

Известен, используемый ныне в практике, способ добычи нефти с применением глубинного насоса, при котором в процессе откачки жидкости поступающей из пласта в скважину через перфорированные отверстия, в ней постепенно, самопроизвольно устанавливается в затрубном пространстве низкий динамический уровень жидкости, что особенно характерно для низкодебитных скважин. Подобный факт подтверждается многочисленными приборными измерениями в результате которых эти уровни отбиваются на глубинах от 400 до 1200 метров. Низкие уровни жидкости в работающих скважинах являются причиной образования высоких депрессий на пласт, что приводит к значительному снижению забойного давления и является одной из причин снижения интенсивности притока нефти из пласта, повышения степени ее обводненности, существенного снижения коэффициента подачи глубинного насоса (до 0,1-0,2), за счет поступления на его прием газированной жидкости, что делает его работу малоэффективной. Кроме того, режим добычи нефти с низким забойным давлением не рекомендуется регламентом, предусмотренным в каждом проекте разработки нефтяного месторождения, поскольку он не позволяет наиболее эффективно использовать пластовую энергию. Учитывая, что низкий динамический уровень наблюдается практически на каждой низкодебитной скважине, в том числе и добывающей безводную нефть (дебиты менее 10 тн/сутки), можно констатировать, что применяемый ныне способ добычи нефти в режиме неуправляемой депрессии является неэффективным.

Наиболее близким к предлагаемому является способ раздельного извлечения воды и нефти из пласта с подошвенной водой, описанный в литературе [1], при котором предусматривается одновременная перфорация водяной и нефтяной частей пласта, спуск башмака колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) ниже интервала перфорации и раздельное извлечение воды и нефти в двух разных точках: воды - по центральному лифту через башмак НКТ глубинным насосом, а нефти - по затрубному пространству на устье, например, фонтанным способом. Такой режим добычи нефти обеспечивается поддержанием уровня водонефтераздела (ВНР) в затрубном пространстве скважины совмещенным с водонефтяным контактом (ВНК) в пласте, что достигают, например, путем регулирования отбора нефти на устье с учетом показаний емкостного датчика глубинного межфазного прибора, установленного в зоне ВНК в пласте и стандартной системы изодромного регулирования отбора нефти на устье затрубного пространства скважины. Такой режим добычи нефти обеспечивает наиболее благоприятные условия для притока нефти из пласта и поддерживает стабильной величину забойного давления. Данный способ реализован с помощью глубинного межфазного прибора [2, 3], выполненного в виде емкостного датчика, спускаемого в скважину на колонне НКТ, с прикрепленным к ней хомутами одножильным бронированным кабелем, обеспечивающим электрическую связь датчика измерения уровня ВНР с вторичным прибором, размещенным на поверхности, показания которого соответствуют перемещению уровня ВНР на длине датчика и, в зависимости от направления его перемещения (вверх-вниз), через систему изодромного регулирования происходит перемещение клапана исполнительного механизма, в результате темп отбора нефти связан с изменением положения уровня ВНР в затрубном пространстве скважины прямо пропорционально.

Глубинный межфазный прибор, описанный в авт. свид. №191444 (опубл. 31.03.1967), стандартные исполнительный механизм и система изодромного регулирования были в единичном экземпляре смонтированы на действующей скважине и испытаны в течение нескольких месяцев. Вся система подтвердила надежность и эффективность в работе по обеспечению режима раздельного извлечения нефти и воды из скважины.

Этому способу не присущи недостатки предыдущего. Однако описанный выше метод раздельного извлечения нефти и воды из скважины, не нашел широкого применения на промыслах, поскольку требовал создания на поверхности дополнительной системы трубопроводов для сбора воды, что было связано с большими дополнительными материальными затратами. Кроме того, сложной оказалась система регулирования для поддержания режима раздельной добычи воды и нефти.

Тем более экономически невыгодно применение данного способа регулирования применительно к низкодебитным скважинам (дебит жидкости менее 10 тн/сутки).

Целью настоящего изобретения является создание способа добычи нефти при котором, с наименьшими материальными затратами, реализуется задача более эффективного извлечения из скважины как обводненной, так и безводной нефти, в том числе, при низких суточных дебитах скважин, например, путем поддержания такого режима добычи нефти, при котором изменение величины забойного давления допускают только в заданном, расчетном интервале значений, при этом нижнее, минимальное его значение в зоне притока и, на отметке приемного клапана глубинного насоса, должно всегда превышать величину давления начала разгазирования нефти. Поддержание такого режима позволит улучшить условия для притока нефти из пласта, повысить коэффициент подачи глубинного насоса, повысить суточный дебит скважины и наиболее полно использовать пластовую энергию для извлечения нефти.

Учитывая большое разнообразие геологических, гидродинамических и петрофизических характеристик нефтяных месторождений и стадий их разработки, в предлагаемом изобретений рассматриваются различные варианты исполнения данного способа извлечения нефти, каждый из которых обеспечивает единство аналога и основного признака изобретения, использование связи между забойным и избыточным давлением на устье затрубного пространства скважины, а также технического результата - поддержание заданной величины депрессии с целью недопущения разгазирования нефти в зоне притока и на отметке расположения глубинного насоса и повышения суточной производительности скважины.

Предлагаемые в данном изобретении варианты исполнения способа добычи нефти в режиме регулируемой депрессии на пласт позволяют учитывать особенности эксплуатации конкретной скважины и выбрать наиболее экономичный вариант реализации данного способа добычи нефти.

Для достижения названного технического результата во всех вариантах исполнения предлагаемого способа добычи нефти, предусматривают спуск башмака колонны насосно-компрессорных труб ниже интервала перфорации при извлечении нефти и дополнительную перфорацию водяной части пласта при добыче обводненной нефти, а величину заданной депрессии на пласт поддерживают путем контроля за изменением величины избыточного давления на устье затрубного пространства скважины, которая связана с забойным давлением через гидростатическое давление столба нефти или жидкости, которое в свою очередь связано с местоположением уровня нефти и водонефтераздела (для обводненной нефти).

Один из таких вариантов предлагает способ добычи нефти из скважины, включающий спуск башмака колонны насосно-компрессорных труб ниже интервала перфорации и добычу нефти глубинным насосом, отличающийся тем, что при добыче нефти из скважины с подошвенной водой и при пластовом давлении в скважине, не менее чем на 0,5 МПа превышающим величину давления начала разгазирования нефти, создают такой режим добычи нефти, при котором изменение величины забойного давления допускают только в заданном интервале значений с минимальным его значением в зоне притока нефти и на отметке приемного клапана глубинного насоса, превышающим величину давления начала разгазирования нефти, при этом величину забойного давления определяют по избыточному давлению на устье затрубного пространства скважины из следующих соотношений:

и

откуда

а

где , - максимальное и минимально допустимое значение забойного давления, МПа;

Р_пл, Р_г - пластовое и гидростатическое давления в конкретной скважине, МПа;

, - максимальное и минимально допустимое значение избыточного давления на устье затрубного пространства скважины, МПа;

ΔР_доп - допустимая величина перепада давления (депрессии) на пласт, МПа.

Р_нр - давление начала разгазирования нефти, МПа.

Идентичность значений забойного и избыточного давлений согласно соотношений (1-4), позволяет решить задачу поддержания выбранной величины депрессии на пласт ΔР_доп с учетом значений максимального и минимального избыточного давления на устье затрубного пространства скважины, т.е. и Значения этих параметров зависят от многих факторов и поэтому должны определяться для каждой скважины отдельно.

Определение этих параметров обеспечивает способ, отличающийся тем, что значение максимальной и минимальной величины избыточного давления на устье затрубного пространства скважины определяют экспериментально путем анализа диаграммы записи избыточного давления в процессе освоения скважины с помощью регистрирующего манометра, при этом максимальное значение определяют визуально по участку стабилизации кривой на максимуме, а величину депрессии принимают по кривой восстановления максимального значения избыточного давления на отрезке кривой, где наблюдается наибольшая скорость восстановления избыточного давления, например, в диапазоне 0,1-1,0 МПа. При этом всегда должно соблюдаться условие

Величина выбирается по диаграмме в момент прекращения роста избыточного давления, что соответствует моменту выполаживания кривой и моменту выравнивания значений забойного и пластового давления. При нефть через башмак НКТ откачивают на поверхность, что будет сопровождаться снижением избыточного давления и при отбор нефти через башмак колонны НКТ прекращают и начинают процесс восстановления величины избыточного давления, например, путем частичного сброса избыточного давления на устье затрубного пространствам скважины или путем остановки работы глубинного насоса (для низкодебитных скважин), а следовательно, и забойного давления до максимального значения, после чего цикл отбора нефти повторяется.

Если величину определяют по диаграмме регистрирующего манометра визуально (момент выполаживания кривой восстановления забойного давления на максимуме), то величину определяют расчетным путем с использованием соотношения (2), (4) и метода последовательных приближений.

ПРИМЕР 1. Дано: глубина залегания пласта Н_пл=1300 м;

пластовое давление Р_пл=13,0 МПа (величина известная для каждого пласта); (по манометру); Р_нр=11,5 МПа (взята по кривой разгазирования нефти, для искомого пласта).

При выборе допускаемой величины депрессии ΔР_доп руководствуются кривой восстановления давления согласно описанию изложенного выше, практическим опытом и рекомендациями отраслевых институтов.

Обычно для низкопроницаемых пластов рекомендуются малые (0,1-0,5 МПа) или средние (0,5-1,0 МПа) величины депрессий.

Для нашего примера принимаем ΔР_доп=1,0 МПа.

Тогда с учетом (4)

а с учетом (2)

Таким образом, при снижении избыточного давления на устье затрубного пространства скважины от МПа до в призабойной зоне пласта разгазирования нефти не произойдет поскольку величина больше величины Р_нр.

В случае, если окажется меньше величины Р_нр, уменьшается величина ΔР_доп и делают пересчет значения с учетом условия (5).

Что касается методики выбора глубины спуска насоса Н_пк, то она предусматривает соблюдение условия (5), т.е.

Р_пк>Р_нр,

где Р_пк - гидростатическое давление на отметке расположения приемного клапана глубинного насоса, МПа.

Когда величина пластового давления Р_пл значительно превышает величину Р_нр, то глубину спуска насоса определяют с учетом соотношения

где Δh=Н_пп-Н_пк - расстояние между продуктивным пластом и глубинным насосом, м;

Н_пп, Н_пк - соответственно глубина залегания продуктивного пласта и расположения насоса, м;

- удельный вес жидкости, тн/м³;

100 - размерный коэффициент.

Из соотношения (6) следует, что

ПРИМЕР 2. Дано: Н_пп=1800 м; Н_пк=1200 м; Р_пл=18,0 МПа; Р_нр=11,5 МПа; =3,5 МПа; ΔР_и=ΔР_доп=3,0 МПа;

Необходимо: определить величину гидростатического давления на отметке Н_пк=1200 м.

Из соотношения (1)

Согласно (4)

С учетом (7)

Пересматриваем глубину спуска насоса. Принимая Н_пк=1450 м, делаем пересчет величины

Следовательно, для данного примера при выбранной величине депрессии ΔР_доп=3,0 МПа насос должен располагаться на глубине Н_пк=1450 м. Если есть необходимость установить его выше, то пересматривается величина допустимой депрессии. Для нашего примера при снижении величины ΔР_доп с 3,0 МПа до значения 1,0 МПа, возможно расположить насос на глубине Н_пк=1200-1250 м.

Оптимальное значение величины депрессии (ΔР) выбирается по кривой восстановления избыточного давления записанной с помощью регистрирующего манометра, с учетом удельной скорости ее восстановления, которая может быть охарактеризована соотношением

при этом выбирают отрезок кривой, где имеет место максимальное ее значение.

Здесь: V_Δp - параметр характеризующий скорость восстановления избыточного давления от минимально заданной до максимальной величины, МПа/час;

Δt - отрезок времени восстановления давления при выбранном значении депрессии, час.

ПРИМЕР 3. При значениях ΔР=1,0 МПа, принятых для ПРИМЕРА 1, условно принимаем время восстановления давления по диаграмме Δt=3 часа.

Тогда согласно (8)

Если принять на другом участке кривой ΔР=0,5 МПа и Δt=2,5 часа, получим

Поскольку в первом случае избыточное давление

восстанавливается со скоростью 0,33 МПа/час, а во втором - 0,2 МПа/час, первый режим эксплуатации скважины (ΔР=1,0 МПа) является более оптимальным, чем второй (ΔР=0,5 МПа).

Таким образом, выбранные значения и (Пример 1) должны использоваться в качестве параметров для управления процессом добычи нефти в режиме управляемой депрессии.

Другим вариантом исполнения предлагаемого способа является способ добычи нефти, включающий дополнительную перфорацию водяной части пласта спуск башмака колонны насосно-компрессорных труб ниже интервала перфорации и добычу нефти глубинным насосом, отличающийся тем, что для обводнившихся скважин с суточным дебитом более 10 т/сут добычу нефти производят в трех последовательно чередующихся друг с другом режимах: первый режим характеризуют совместным извлечением нефти и воды через башмак колонны насосно-компрессорных труб до снижения максимального избыточного давления на устье затрубного пространства скважины до первой минимальной заданной величины; второй режим начинают при первом минимальном значении избыточного давления путем частичного его сброса на устье до второй минимально заданной величины, при которой сброс давления прекращают, и перемещают уровень водонефтераздела в скважине вверх с частичным восстановлением забойного давления, после чего начинают третий режим - перемещение уровня водонефтераздела вниз за счет накопления столба нефти до его совмещения с водонефтяным контактом в пласте, соответствующим восстановлению максимального значения забойного и избыточного давления и началу повторного цикла совместной откачки нефти и воды, при этом глубинный насос на всех режимах работает непрерывно, а избыточные давления на устье затрубного пространства скважины с забойным давлением связывают следующими соотношениями:

и

откуда

где - максимальное и минимально допустимое значение забойного давления, МПа;

Р_пл, Р_г - пластовое и гидростатическое давление столба жидкости (нефть плюс вода) в конкретной скважине, МПа;

- максимальное, первое и второе минимальные значения избыточного давления на устье затрубного пространства скважины, МПа;

ΔР_доп - допустимая величина перепада давления (депрессии) на пласт, МПа;

Р_нр - давление начала разгазирования нефти, МПа.

Для осуществления данного варианта способа предлагается устройство для добычи нефти из скважины, включающее колонну насосно-компрессорных труб с глубинным насосом, отличающееся тем, что в устье скважины оборудовано трубопроводом от колонны насосно-компрессорных труб - центрального лифта и трубопроводом от затрубного пространства, на котором установлен управляемый клапан с электромагнитными клапанами и электроконтактный манометр для измерения избыточного давления на устье затрубного пространства скважины, при этом электромагнитные клапаны имеют возможность их включения и выключения при расчетных минимальных и максимальных значениях избыточного давления через электрические контакты манометра для частичного сброса давления на устье затрубного пространства скважины до минимального заданного значения с последующим восстановлением его до исходной величины и поддержания величины забойного давления в заданном интервале значений, при этом связь забойного давления и избыточного давления на устье затрубного пространства скважины принята из следующих соотношений:

и

откуда

где - максимальное и минимально допустимое значение забойного давления, МПа;

Р_пл, Р_г - пластовое и гидростатическое давление столба жидкости (нефть плюс вода) в конкретной скважине, МПа;

- максимальное, первое и второе минимальные значения избыточного давления на устье затрубного пространства скважины, МПа;

ΔР_доп - допустимая величина перепада давления (депрессии) на пласт, МПа;

Р_нр - давление начала разгазирования нефти, МПа.

Данный вариант предлагаемого способа поясняется чертежом, на котором изображена схема оборудования скважины и ее устья.

На фиг.1 показаны оборудование скважины 1, колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) с глубинным насосом 2 и башмаком 3, положение уровня водонефтераздела в скважине 4, водонефтяного контакта 5, а на поверхности земли устье скважины оборудовано трубопроводом от центрального лифта 6, трубопроводом от затрубного пространства 7, соединенные с промысловым сборным коллектором 8. На трубопроводе 7 устанавливается электроконтактный манометр 9 с неподвижными контактами 10, 11, 12 и подвижным контактом, размещенным на показывающей подвижной стрелке 13; отстойник для газа 14 и управляемый клапан 15. Последний имеет подвижный поршень 16, связанный с запорным клапаном 17 и снабженный сверху пружиной 18, а снизу имеет газовую полость 19, которая сообщается с выходной линией 20 электромагнитного клапана 21 и входной линией 22 другого электромагнитного клапана 23. Входная линия 24 электромагнитного клапана 21 связана с отстойником газа 14, а выходная линия 25 электромагнитного клапана 23 - с промысловым коллектором 8.

Способ осуществляется следующим образом.

Первоначально в период освоения скважины экспериментально, с использованием регистрирующего манометра и методики изложенной в варианте два данного способа и приведенных примеров, определяют величины и выбирают величину согласно соотношению (4) и эти значения выставляют с помощью неподвижных контактов 10, 11 и 12 на электроконтактном манометре 9, после чего в скважине 1, оборудованной для раздельного извлечения нефти и воды, приводится в действие насос 2, в результате жидкость откачивается по центральному лифту через трубопровод 6 и поступает в сборный промысловый коллектор 8. Откачка производится при закрытом управляемом клапане 15, установленном на трубопроводе 7, при этом в затрубном пространстве скважины происходит накопление нефтегазовой смеси и опускание уровня водонефтераздела 4, до момента его совмещения с водонефтяным контактом 5. При этом на устье затрубного пространства скважины, на элетроконтактном манометре 9, подвижная стрелка 13 установится на максимальном значении избыточного давления. В этом положении, в случае добычи обводненной нефти, к неподвижному контакту 12 не подается электропитание, в результате чего, после того как нефть, продолжая поступать из пласта, достигнет башмака 3 насосно-компрессорных труб, начнется режим совместной откачки воды и нефти насосом 2, что будет сопровождаться понижением избыточного давления на устье скважины и, когда подвижная стрелка 13 совместится с неподвижным контактом 11, который установлен на первом расчетном минимальном значении величины избыточного давления, через блок автоматики 26, произойдет открытие электромагнитного клапана 21, вход которого соединен с отстойником газа 14, установленном на трубопроводе 7, в результате чего давление газа из отстойника 14 поступает по линии 20 в подпоршневую полость 19 и поршень 16 управляемого клапана 15, преодолевая усилия пружины 18, перемещает шток запорного клапана 17 вверх и начинается режим частичного сброса давления из затрубного пространства по трубопроводу 7 в промысловый коллектор 8 до момента, когда подвижная стрелка 13 электроконтактного манометра 9 достигнет следующего неподвижного контакта 10, установленного на отметке, соответствующей второму расчетному минимальному значению избыточного давления (методика определения значений и изложена выше), при котором произойдет замыкание электрической цепи и через блок автоматики 26 выдается сигнал на включение другого электромагнитного клапана 23 и давления газа из подпоршневой полости 19 сбрасывается через линию 25 в промысловый коллектор 8 и, под действием пружины 18, поршень 16 перемещает вниз запорный клапан 17, который закрывается и снова возобновляется режим восстановления затрубного давления до максимального значения и цикл откачки нефти и воды глубинным насосом возобновляется.

Прием электрических сигналов, поступающих от электроконтактного манометра, и выдача сигналов на управление механизмами, поддерживающими заданные режимы, может осуществляться в стандартном блоке автоматики, поставляемом нефтяникам заводом - изготовителем в составе установок "Спутник", с незначительной доработкой схемы управления (на чертеже не показано).

Еще один вариант исполнения предлагаемого способа предусматривает режим работы скважин с дебитом менее 10 т/сут, что является характерным при эксплуатации скважин с низким статическим уровнем.

Предлагается способ отличающийся тем, что при добычи нефти из скважины с дебитом менее 10 т/сут осуществляют периодическую ее откачку с поддержанием забойного давления в заданном интервале по величинам максимального и минимального избыточного давления на устье затрубного пространства скважины, при этом режим работы глубинного насоса устанавливают из расчета, чтобы время откачки каждой порции нефти было всегда меньше времени ее накопления в затрубном пространстве скважины, а выбор значений максимального, минимального избыточного давлений и перепада давления на устье затрубного пространства скважины определяют из следующих соотношений:

и

откуда

а

где - максимальное и минимально допустимое значение забойного давления, МПа;

Р_пл, Р_г - пластовое и гидростатическое давление столба жидкости (нефть плюс вода) в конкретной скважине, МПа;

- максимальное и минимальное значения избыточного давления на устье затрубного пространства скважины, МПа;

ΔР_доп - допустимая величина перепада давления (депрессии) на пласт, МПа;

Р_нр - давление начала разгазирования нефти, МПа,

ΔР_и - значение перепада давления, выбранное по диаграмме восстановления давления, при котором осуществляют откачку жидкости в постоянном режиме, МПа;

- значения избыточного давления, выбранные по диаграмме восстановления давления, для установления величины ΔР_и, при которой осуществляют откачку, МПа.

Для технической реализации данного варианта способа добычи нефти предлагается устройство, включающее колонну насосно-компрессорных труб с глубинным насосом, отличающееся тем, что устье скважины оборудовано станцией управления приводом насоса с пускателем и блоком автоматики, для управления работой глубинного насоса, трубопроводом от насосно-компрессорных труб - центрального лифта и трубопроводом от затрубного пространства, на котором установлен электроконтактный манометр для измерения избыточного давления на устье затрубного пространства скважины, при этом его электрические контакты связаны, через блок автоматики, с пускателем станции управления и имеют возможность ее включения и выключения при расчетных минимальных и максимальных значениях избыточного давления и осуществления периодической откачки жидкости глубинным насосом в режиме поддержания заданного интервала значений забойного давления с учетом его связи с избыточным давлением на устье затрубного пространства скважины следующими соотношениями:

и

откуда

а

где - максимальное и минимально допустимое

значение забойного давления, МПа;

Р_пл, Р_г - пластовое и гидростатическое давление столба жидкости (нефть плюс вода) в конкретной скважине, МПа;

- максимальное и минимальное значения избыточного давления на устье затрубного пространства скважины, МПа;

ΔР_доп - допустимая величина перепада давления (депрессии) на пласт, МПа;

Р_нр - давление начала разгазирования нефти, МПа,

ΔР_и - значение перепада давления, выбранное по диаграмме восстановления давления, при котором осуществляют откачку жидкости в постоянном режиме, МПа;

- значения избыточного давления, выбранные по диаграмме восстановления давления, для установления величины ΔР_и, при которой осуществляют откачку, МПа.

Данный вариант предлагаемого способа поясняется чертежом, на котором изображена схема оборудования скважины и ее устья.

На фиг.2 показаны оборудование скважины 1, колонна насосно-компрессорных труб с глубинным насосом 2 и башмаком 3, положение уровня нефти 4 и уровня водонефтераздела в скважине 5 (для случая добычи обводненной нефти) и водонефтяного контакта в пласте 6, а на поверхности земли устье скважины оборудовано трубопроводом от центрального лифта 7, трубопроводом от затрубного пространства 8, соединенные с промысловым сборным трубопроводом 9. На трубопроводе 8 устанавливается электроконтактный манометр 10 с неподвижными контактами 11, 12, 13 и подвижным контактом, размещенным на указывающей, подвижной стрелке 14. Контакты 11, 12 и 13 электроконтактного манометра 10 электрически связаны через блок автоматики 14 и пускатель 15 с станцией управления приводом глубинного насоса 16.

Способ осуществляется следующим способом.

Первоначально в период освоения скважины экспериментально, с использованием регистрирующего манометра и методики, изложенной в варианте два описания заявленного способа и приведенных примеров, выбирают величины и ΔР_и, а затем эти значения выставляют с помощью неподвижных контактов 11, 12 и 13 на электроконтактном манометре 10, после чего в скважине 1, оборудованной по схеме для раздельного извлечения нефти и воды, приводится в действие насос 2, в результате жидкость (чистая нефть или нефть с водой) откачивают по центральному лифту через трубопровод 7 в сборный промысловый коллектор 9. Откачка производится при закрытом затрубном пространстве до момента, когда на поверхности в трубопроводе 7, идущем от центрального лифта, появится нефть или водонефтяная смесь (для обводнившейся скважины). Затем работа насоса прекращается и в скважине происходит подъем уровня жидкости в затрубном пространстве за счет ее поступления из пласта под действием перепада давления, образовавшегося при снижении уровня в период работы насоса. Подъем уровня сопровождается ростом избыточного давления в затрубном пространстве и когда его величина достигнет максимума (момент стабилизации давления), на электроконтактном манометре 10, на отметке максимума устанавливают неподвижный контакт 13, а другие неподвижные контакты 11 и 12 устанавливают на отметках значений, взятых на отрезке кривой восстановления избыточного давления, где наблюдается максимальная скорость его восстановления, благодаря чему выбранное значение перепада давления обеспечивает максимально возможную, для данной скважины, интенсивность притока нефти. После установки неподвижных магнитных контактов на электроконтактном манометре 10, включается электрическое питание всей системы автоматики обеспечивающей управление процессом добычи в режиме поддержания заданной депрессии на пласт и включается привод глубинного насоса. В результате, когда в процессе откачки жидкости ее уровень снизится до заданного минимума избыточного давления, неподвижный контакт 11 и подвижный 14 стрелки электроконтактного манометра 10 через блок автоматики 14 включат цепь пускателя 15 на выключение станции управления 16 привода глубинного насоса 2, откачка прекратится и за счет притока из пласта начнется восстановление уровня жидкости и величины избыточного давления до исходного заданного значения, после чего цикл откачки жидкости возобновляется.

Еще один вариант исполнения предлагаемого способа предназначен для случая, когда в обводнившейся скважине пластовое давление позволяет извлекать нефть по внешнему лифту фонтанным способом. Для подобного случая предлагается способ добычи нефти из обводнившихся скважин, включающий дополнительную перфорацию водяной части пласта, спуск башмака колонны насосно-компрессорных труб ниже интервала перфорации, извлечение воды глубинным насосом по колонне насосно-компрессорных труб - центральному лифту и извлечение нефти фонтанным способом - по внешнему лифту, отличающийся тем, что для каждой скважины устанавливают режим извлечения нефти и воды с использованием связи величин забойного давления, избыточного давления или перепада давления на устье затрубного пространства скважины из следующих соотношений:

и

откуда

а

при этом величины упомянутых давлений связывают с темпом отбора нефти путем уменьшения амплитуды колебаний минимального значения избыточного давления от изменения темпа отбора,

где - максимальное и минимально допустимое значение забойного давления, МПа;

Р_пл, Р_г - пластовое и гидростатическое давление столба жидкости (нефть плюс вода) в конкретной скважине, МПа;

- максимальное и минимально допустимое значение избыточного давления на устье затрубного пространства скважины, МПа;

ΔР_доп - допустимая величина перепада давления (депрессии) на пласт, МПа;

Р_нр - давление начала разгазирования нефти, МПа.

Для технической реализации данного варианта способа добычи нефти предлагается устройство для добычи нефти, отличающееся тем, что устье скважины оборудовано трубопроводом от колонны насосно-компрессорных труб - центрального лифта и трубопроводом от затрубного пространства, на котором установлен манометр для измерения избыточного давления на устье затрубного пространства скважины и автоматический клапан-дроссель, содержащий клапан игольчатого типа, жестко связанный штоком с поршнем, находящимся под действием: снизу давления из затрубного пространства, а сверху - давления тарированной пружины с устройством для регулирования степени ее сжатия, при этом тарированная пружина имеет возможность регулирования вручную степени ее сжатия по показаниям манометра.

Данный вариант способа добычи нефти в режиме регулируемой депрессии на пласт поясняется чертежом, на котором изображена схема оборудования скважины и ее устья.

На фиг.3, 4 показаны оборудование скважины 1, колонна насосно-компрессорных труб с глубинным насосом 2 и башмаком 3, положение уровня водонефтераздела в скважине 4 (для случая добычи обводненной нефти) и водонефтяного контакта в пласте 5, а на поверхности земли устье скважины оборудовано трубопроводом от центрального лифта 6, трубопроводом от затрубного пространства 7, соединенные с сборным промысловым трубопроводом 8. На трубопроводе 7 устанавливают манометр 9 для измерения избыточного давления, автоматический клапан-дроссель 10, содержащий клапан игольчатого типа 11, который жестко связан штоком с поршнем 12, тарированную пружину 13 над поршнем и снабжен устройством 14 для регулирования вручную степени сжатия пружины. Подпоршневую полость 15 соединяют с затрубным пространством линией 16 через отстойник газа 17.

Способ осуществляется следующим образом.

Первоначально в период освоения скважины экспериментально, с использованием регистрирующего манометра, методики, изложенной в варианте два данного способа и приведенных примеров, выбирают величину после чего в скважине 1, оборудованной по схеме для раздельного извлечения нефти и воды, приводится в действие насос 2 и жидкость откачивают по центральному лифту через трубопровод 6 в сборный промысловый коллектор 8. В период освоения скважины 1 на приток линия 16 должна быть закрыта, т.е. затрубное пространство скважины должно быть разобщено от подпоршневого пространства 15 клапана-дросселя 10. При этом происходит накопление нефти в затрубном пространстве и рост величины избыточного давления и, когда оно по показаниям манометра 9 достигнет минимально допустимого расчетного значения затрубное пространство (или пространство внешнего лифта) соединяется через линию 16 с подпоршневым пространством 15 клапана - дросселя 10 и путем вращения вручную регулируемого устройства 14 за счет изменения степени сжатия тарированной пружины 13, изменяют степень открытия игольчатого клапана 11 и, за счет изменения темпа отбора нефти, устанавливают минимально допустимое значение избыточного давления при минимальной амплитуде колебания этой величины давления, наблюдаемой по показаниям манометра 9.

ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ ИСТОЧНИКИ

1. Осипов М.Г. Раздельная добыча нефти и воды из залежей с подошвенной водой. Журнал "Нефтяное хозяйство", №12, М-1957.

2. Авторское свидетельство СССР №191444, кл. 5а, 41, 42е, 34, опубл. 31.03.1967.

3. В.Н.Василевский, А.И.Петров. Оператор по исследованию скважин. М., Недра, 1983.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче нефти глубинным штанговым насосом при эксплуатации нефтяных месторождений, в том числе с низкопродуктивными пластами и подстилающей водой. Обеспечивает повышение эффективности извлечения обводненной или безводной нефти из скважин с повышением коэффициента подачи глубинного насоса и более полного использования пластовой энергии. Сущность изобретения: по способу осуществляют спуск башмака колонны насосно-компрессорных труб ниже интервала перфорации и добычу нефти глубинным штанговым насосом. Согласно изобретению при добыче нефти из скважины с подошвенной водой и при пластовом давлении в скважине, не менее чем на 0,5 МПа превышающем величину давления начала разгазирования нефти, создают определенный режим добычи нефти. При этом режиме изменения величины забойного давления допускают только в заданном интервале значений с минимальным его значением в зоне притока нефти и на отметке приемного клапана глубинного насоса, обеспечивающих превышение величины давления начала разгазирования нефти. При этом величину забойного давления определяют по избыточному давлению на устье затрубного пространства скважины из аналитических соотношений. Устройство включает колонну насосно-компрессорных труб с глубинным насосом. Устье скважины оборудовано трубопроводом от колонны насосно-компрессорных труб-центрального лифта и трубопроводом от затрубного пространства. На нем установлен управляемый клапан с электромагнитными клапанами и электроконтактный манометр для измерения избыточного давления на устье затрубного пространства скважины. При этом электромагнитные клапаны имеют возможность их включения и выключения при расчетных минимальных и максимальных значениях избыточного давления через электрические контакты манометра для частичного сброса давления на устье затрубного пространства скважины до минимально заданного значения с последующим восстановлением его до исходной величины и поддержания величины забойного давления в заданном интервале значений. Связь забойного давления и избыточного давления на устье затрубного пространства скважины принята из аналитических соотношений. 7 н. и 1 з.п. ф-лы, 4 ил.

1. Способ добычи нефти из скважины, включающий спуск башмака колонны насосно-компрессорных труб ниже интервала перфорации и добычу нефти глубинным насосом, отличающийся тем, что при добыче нефти из скважины с подошвенной водой и при пластовом давлении в скважине, не менее чем на 0,5 МПа превышающем величину давления начала разгазирования нефти, создают такой режим добычи нефти, при котором изменения величины забойного давления допускают только в заданном интервале значений с минимальным его значением в зоне притока нефти и на отметке приемного клапана глубинного насоса, обеспечивающих превышение величины давления начала разгазирования нефти, при этом величину забойного давления определяют по избыточному давлению на устье затрубного пространства скважины из следующих соотношений:

откуда

а

где P₃ ^max, P₃ ^min - максимальное и минимальное допустимое значения забойного давления, МПа;

Р_пл, Р_г - пластовое и гидростатическое давления в конкретной скважине, МПа;

Р_u ^max, Р_u ^min - максимальное и минимально допустимое значения избыточного давления на устье затрубного пространства скважины, МПа;

Δд_оп. - допустимая величина перепада давления на пласт, МПа;

Р_нр - давление начала разгазирования нефти, МПа.

откуда

а

где P₃ ^max, Р₃ ^min - максимальное и минимальное допустимое значения забойного давления, МПа;

Р_пл, Р_г - пластовое и гидростатическое давления в конкретной скважине, МПа;

Р_u ^max, P_u ^min - максимальное и минимально допустимое значения избыточного давления на устье затрубного пространства скважины, МПа;

ΔР_доп - допустимая величина перепада давления на пласт, МПа;

Р_нр - давление начала разгазирования нефти, МПа.

откуда

а

где P₃ ^max, P₃ ^min - максимальное и минимальное допустимое значение забойного давления, МПа;

P_пл, Р_г - пластовое и гидростатическое давления в конкретной скважине, МПа;

Р_u ^max, Р_u ^min - максимальное и минимально допустимое значение избыточного давления на устье затрубного пространства скважины, МПа;

ΔР_доп - допустимая величина перепада давления на пласт, МПа;

Р_нр - давление начала разгазирования нефти, МПа.

откуда

а

где Р₃ ^max, Р₃ ^min - максимальное и минимальное допустимое значение забойного давления, МПа;

Р_пл, Р_г - пластовое и гидростатическое давления в конкретной скважине, МПа;

Р_u ^max, Р_u ^min - максимальное и минимально допустимое значение избыточного давления на устье затрубного пространства скважины, МПа;

ΔР_доп - допустимая величина перепада давления на пласт, МПа;

Р_нр - давление начала разгазирования нефти, МПа.

откуда

а

где P₃ ^max, P₃ ^min - максимальное и минимальное допустимое значения забойного давления, МПа;

Р_пл, Р_г - пластовое и гидростатическое давления в конкретной скважине, МПа;

P_u ^max, P_u ^min - максимальное и минимально допустимое значение избыточного давления на устье затрубного пространства скважины, МПа;

ΔР_доп - допустимая величина перепада давления на пласт, МПа;

Р_нр - давление начала разгазирования нефти, МПа.

откуда

а

где P₃ ^max, P₃ ^min - максимальное и минимальное допустимое значения забойного давления, МПа;

Р_пл, Р_г - пластовое и гидростатическое давления в конкретной скважине, МПа;

P_u ^max, Р_u ^min - максимальное и минимально допустимое значения избыточного давления на устье затрубного пространства скважины, МПа;

ΔР_доп - допустимая величина перепада давления на пласт, МПа;

Р_нр - давление начала разгазирования нефти, МПа.