СПОСОБ ОБРАБОТКИ СКВАЖИННОЙ ЖИДКОСТИ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ В ЦЕЛОМ И ЕГО ЧАСТЬ Российский патент 2020 года по МПК E21B43/00 E21B43/38 E21B28/00 

Заявляемая группа изобретений относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использована, в частности, но не ограничиваясь, при механизированном способе добычи нефти для обработки скважинной жидкости акустическим воздействием.

Применение в области нефтедобычи акустического воздействия на скважинную жидкость обусловлено его преимуществами: высокой степенью управляемости, проявлением эффекта в короткие сроки после начала воздействия и возможностью проведения воздействия одновременно с основным процессом добычи, не препятствуя ему.

Известно устройство для обработки продуктивных пластов звуковыми полями высокой интенсивности. Устройство содержит акустический резонатор с ориентированной в сторону набегающего потока рабочего агента входной частью и рассекатель, установленный перед резонатором, проточную полость, установленную в потоке рабочего агента и ограничивающую его поперечное сечение. Входная часть проточной полости выполнена в виде трубки Вентури. Резонатор и рассекатель установлены внутри проточной полости. В донной части резонатора выполнено сточное отверстие.

Способ обработки продуктивных пластов, осуществляемый в известном устройстве, заключается в том, что рабочий агент, например воздух под давлением, подается в проточную полость, в которой формируется дозвуковой поток. При натекании потока на рассекатель вслед за ним происходит образование сдвигового слоя, в котором распространяются вихревые структуры с определенной периодичностью, что приводит к возникновению волн, взаимодействующих с потоком в резонаторе. В результате индуцируются резонансные колебания давления в полости резонатора большой амплитуды. Акустические колебания, генерируемые резонатором, распространяются через поток рабочего агента в проточной полости, корпус проточной полости и далее в продуктивный пласт. Поток же рабочего агента, обтекая резонатор, поступает в трубу Вентури и далее в продуктивный пласт (Патент на изобретение RU 2135736, опубликовано 27.08.1999г.).

К недостаткам известных способа и устройства обработки продуктивных пластов акустическими колебаниями можно отнести сложность конструкции устройства и осуществления способа, связанные с тем, что для работы данного устройства требуется рабочий агент (например, воздух или азот) и, соответственно, система для подвода рабочего агента (трубопроводы, запорная арматура и пр.), и, как следствие, невысокую эффективность добычи.

Известны способ ультразвуковой интенсификации добычи нефти и устройство для его осуществления. Способ интенсификации добычи нефти включает размещение в скважине на рабочей глубине скважинного аппарата, соединенного с наземным источником, возбуждение упругих колебаний ультразвукового диапазона в постоянном режиме и импульсным акустическим низкочастотным воздействием, при этом воздействие на зону перфорации начинают с нижнего участка с последующим перемещением выше. Для осуществления известного способа используют устройство ультразвуковой интенсификации добычи нефти, которое содержит ультразвуковой генератор, скважинный акустический излучатель, при этом скважинный ультразвуковой излучатель выполнен магнитострикционного типа или выполнен модульной конструкцией, состоящей из резонаторов с пьезоэлектрическими пакетами (Патент на изобретение RU 2630012, опубликован 05.09.2017г.).

К недостаткам известного способа интенсификации добычи нефти и устройства также можно отнести невысокую эффективность добычи вследствие сложности осуществления, поскольку для обеспечения работы скважинного акустического излучателя необходимо наличие наземного источника колебаний (ультразвукового генератора) с блоком питания, а также насосного агрегата и блока долива.

Известен способ акустической обработки нефти, заключающийся в спуске в скважину акустического резонатора-генератора с препятствиями потоку флюида, размещенными на его поверхности, создании турбулентного потока флюида с регистрацией шума от препятствий турбулентному потоку, суммировании этого спектра шума со спектром шума от перфорационных отверстий в призабойной зоне пласта при потоке через них флюида, последующем преобразовании акустическим резонатором-генератором суммарных частот звукового диапазона в ультразвук и дегазацию флюида с увеличением депрессии на пласт (Патент на изобретение RU 2264532, опубликован 20.11.2005г.).

Недостатком известного способа является невысокая эффективность добычи нефти, обусловленная отсутствием в процессе обработки разрушения тяжёлых углеводородных фракций (парафины, асфальтены, смолы).

В качестве ближайшего аналога для заявляемой группы изобретений выбраны устройство и способ интенсификации добычи нефти, заключающийся в спуске в скважину насосно-компрессорных труб, насоса на насосно-компрессорных трубах, акустического устройства в виде резонатора-генератора звука, возбуждение насосом колебаний звука и трансформирование акустическим резонатором-генератором звука звуковых колебаний, при этом акустический резонатор-генератор звука размещают на забое скважины, а трансформирование им звуковых колебаний осуществляют трансформированием волн низких частот в область высоких частот ультразвукового диапазона. В качестве акустического резонатора-генератора звука в ближайшем аналоге используют резонатор Гельмгольца (Патент на изобретение RU 2133332, 20.07.1999г.).

Недостатком ближайшего аналога является неудовлетворительная степень снижения вязкости извлекаемой скважинной жидкости, и, как следствие, невысокая эффективность обработки нефти в целом, обусловленная тем, что тяжёлые углеводородные фракции (парафины, асфальтены, смолы) не разрушаются.

Технической проблемой, решение которой обеспечивается заявляемой группой изобретений, является интенсификация добычи нефти путем усовершенствования известных способов и устройств добычи с использованием акустического воздействия на скважинную жидкость с помощью использования не единичного акустического резонатора, а цепочки последовательно расположенных групп резонаторов. Заявляемый способ обработки скважинной жидкости и устройство для его осуществления в целом и его часть снижают вязкость нефти без дополнительных затрат энергии.

Технический результат, получаемый при использовании заявляемой группы изобретений, заключается в повышении эффективности добычи нефти.

Технический результат достигается тем, что в способе обработки скважинной жидкости, основанном на акустическом воздействии на скважинную жидкость и включающем размещение в скважине устройства обработки скважинной жидкости, содержащего, по меньшей мере, одну насосно-компрессорную трубу с насосом, согласно изобретению дополнительно размещают в скважине, по меньшей мере, один погружной модуль обработки скважинной жидкости, расположенный между насосно-компрессорной трубой и насосом, выполненный в виде обечайки с входом и выходом обрабатываемой скважинной жидкости и содержащий, по меньшей мере, два акустических резонатора, размещенных в обечайке соосно с ней, камеру разделения обрабатываемой скважинной жидкости, своим выходом соединенную с входами акустических резонаторов, а своим входом – с входом погружного модуля, и камеру смешения обрабатываемой скважинной жидкости, своим входом соединенную с выходами акустических резонаторов и своим выходом – с выходом погружного модуля.

При этом согласно изобретению в камере разделения могут быть установлены направляющие пластины.

При этом согласно изобретению в камере смешения могут быть установлены направляющие пластины.

При этом согласно изобретению выход камеры смешения и вход камеры разделения каждого погружного модуля могут быть снабжены стыковочными устройствами.

Технический результат достигается также тем, что устройство обработки скважинной жидкости содержит, по меньшей мере, одну насосно-компрессорную трубу с насосом, согласно изобретению дополнительно содержит, по меньшей мере, один погружной модуль обработки скважинной жидкости, выполненный в виде обечайки с входом и выходом обрабатываемой скважинной жидкости и содержащий, по меньшей мере, два акустических резонатора, размещенных в обечайке соосно с ней, камеру разделения обрабатываемой скважинной жидкости, своим выходом соединенную с входами акустических резонаторов, а своим входом – с входом погружного модуля, и камеру смешения обрабатываемой скважинной жидкости, своим входом соединенную с выходами акустических резонаторов и своим выходом – с выходом погружного модуля.

Технический результат достигается также тем, что погружной модуль обработки скважинной жидкости согласно изобретению выполнен в виде обечайки с входом и выходом обрабатываемой скважинной жидкости и содержит, по меньшей мере, два акустических резонатора, размещенных в обечайке соосно с ней, камеру разделения обрабатываемой скважинной жидкости, своим выходом соединенную с входами акустических резонаторов, а своим входом – с входом погружного модуля, и камеру смешения обрабатываемой скважинной жидкости, своим входом соединенную с выходами акустических резонаторов и своим выходом – с выходом погружного модуля.

При этом согласно изобретению в камере разделения установлены направляющие пластины.

При этом согласно изобретению в камере смешения установлены направляющие пластины.

При этом согласно изобретению выход камеры смешения и вход камеры разделения каждого погружного модуля снабжены стыковочными устройствами.

При этом согласно изобретению акустические резонаторы могут содержать резонаторные пластины, расположенные вдоль оси погружного модуля.

Расположение погружных модулей в скважине на выходе насоса позволяет осуществлять подъём к устью скважины уже обработанной и менее вязкой нефти, что интенсифицирует добычу и уменьшает её себестоимость. Установка в погружном модуле нескольких акустических резонаторов позволяет при ограниченных размерах скважины (диаметр скважины, как правило, не превышает 220 мм) увеличить площадь проходного сечения для потока нефти в 1,5 – 1,8 раза. Так, например, при установке погружного модуля с четырьмя параллельно установленными акустическими резонаторами, суммарная площадь их проходных сечений будет в 1,6 раза больше, чем площадь проходного сечения одного акустического резонатора, имеющим такой же диаметр, как диаметр погружного модуля (при соблюдении геометрических пропорций).Это увеличивает расход добываемой нефти, а также уменьшает влияние на работу модулей их засорения асфальтосмолопарафиновыми отложениями. Камеры смешения и камеры разделения позволяют производить перемешивание нефти перед обработкой в следующем погружном модуле, что улучшает качество обработки нефти. Однотипные стыковочные устройства на входах и выходах различных погружных модулей позволяет достаточно просто монтировать ту или иную технологическую схему (с различным количеством погружных модулей, которые могут содержать разное количество акустических резонаторов) в зависимости от свойств конкретной нефти.

Настоящая группа изобретений поясняется чертежами (фиг. 1-4), однако примеры реализации способа обработки скважинной жидкости и устройств для его осуществления, не являются единственно возможными, но наглядно демонстрируют возможность достижения заявленного технического результата. При этом приведенные примеры выполнения заявленной группы изобретений не ограничивают возможностей ее осуществления и не являются исчерпывающими.

На чертежах показаны:

На фиг. 1 изображено устройство обработки скважинной жидкости.

На фиг. 2 изображён погружной модуль обработки скважинной жидкости.

На фиг. 3 – поперечный разрез погружного модуля (вариант для четырёх акустических резонаторов).

На фиг. 4 – поперечный разрез погружного модуля (вариант для трёх акустических резонаторов).

Согласно изобретению в одном из частных примеров его реализации в скважине 1 размещают устройство обработки скважинной жидкости, которое содержит насосно-компрессорную трубу 2 с насосом 3. К выходу насоса 3, например, с помощью стыковочных устройств 4, последовательно подсоединены погружные модули 5 обработки скважинной жидкости с входом и выходом обрабатываемой скважинной жидкости (фиг. 1, в качестве примера рассмотрен случай с тремя погружными модулями). Каждый погружной модуль 5 содержит от двух акустических резонаторов 6 (фиг. 2), расположенных в обечайке 7 соосно с ней (фиг. 3 и фиг. 4 в качестве примера соответственно показаны случай с четырьмя и тремя акустическими резонаторами 6 в погружном модуле 5). Основными элементами акустических резонаторов 6 являются щелевое сопло 8 и резонаторная пластина 9. Заострённая кромка резонаторной пластины 9 обращена к щелевому соплу 8. Входы акустических резонаторов 6 связаны с камерой разделения 10 обрабатываемой скважинной жидкости, а выходы – с камерой смешения 11 обрабатываемой скважинной жидкости. В камерах разделения 10 и камерах смешения 11 могут быть установлены направляющие пластины 12 (фиг. 2). Камера разделения 10 своим выходом соединена с входами резонаторов 6, а своим входом – с входом погружного модуля 5. Камера смешения 11 своим входом соединена с выходами резонаторов 6 и своим выходом – с выходом погружного модуля 5.

Заявляемый способ обработки скважинной жидкости реализуется следующим образом.

С выхода насоса 3 скважинная жидкость (нефть) поступает через камеру разделения 10 первого погружного модуля 5 (если их несколько) на входы акустических резонаторов 6 этого модуля 5. В каждом из резонаторов 6 поток нефти поступает к щелевому соплу 8, при выходе из которого воздействует на резонаторную пластину 9. Между двумя сторонами пластины 9 возникает небольшая знакопеременная разность давлений, что приводит к возникновению акустических колебаний. Под действием этих колебаний происходит разрушение тяжёлых углеводородных фракций (парафины, асфальтены, смолы), что снижает вязкость нефти. Далее нефть от всех акустических резонаторов 6 поступает в камеру смешения 11, а из неё через стыковочное устройство 4 – в камеру разделения 10 следующего погружного модуля 5, где проходит дальнейшую обработку. В камерах смешения 11 и разделения 10 направляющие пластины 12 придают потоку нефти вращательное движение, что ведёт к интенсивному перемешиванию. Это способствуют дополнительному улучшению качества обработки нефти. От выхода последнего погружного модуля обработанная нефть по насосно-компрессорной трубе 2 поступает к устью скважины 1.

Количество погружных модулей 5, а также количество акустических резонаторов 6 в каждом погружном модуле выбирается в зависимости от свойств конкретной нефти.

Таким образом, установка на выходе насоса погружных модулей, содержащих акустические резонаторы, существенно снижает вязкость нефти и, тем самым, интенсифицирует добычу нефти и снижает себестоимость её добычи.

Группа изобретений относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использована, в частности, при механизированном способе добычи нефти для обработки скважинной жидкости акустическим воздействием. Способ обработки скважинной жидкости, основанный на акустическом воздействии на скважинную жидкость и включающий размещение в скважине устройства обработки скважинной жидкости, содержащего по меньшей мере одну насосно-компрессорную трубу с насосом, заключается в размещении в скважине по меньшей мере одного погружного модуля обработки скважинной жидкости, расположенного между насосно-компрессорной трубой и насосом. Погружной модуль выполнен в виде обечайки с входом и выходом обрабатываемой скважинной жидкости и содержит по меньшей мере два акустических резонатора, размещенных в обечайке соосно с ней, камеру разделения обрабатываемой скважинной жидкости, своим выходом соединенную с входами акустических резонаторов, а своим входом – с входом погружного модуля, и камеру смешения обрабатываемой скважинной жидкости, своим входом соединенную с выходами акустических резонаторов и своим выходом – с выходом погружного модуля. Обеспечивается повышение эффективности добычи нефти. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 4 ил.

1. Способ обработки скважинной жидкости, основанный на акустическом воздействии на скважинную жидкость и включающий размещение в скважине устройства обработки скважинной жидкости, содержащего по меньшей мере одну насосно-компрессорную трубу с насосом, отличающийся тем, что дополнительно размещают в скважине по меньшей мере один погружной модуль обработки скважинной жидкости, расположенный между насосно-компрессорной трубой и насосом, выполненный в виде обечайки с входом и выходом обрабатываемой скважинной жидкости и содержащий по меньшей мере два акустических резонатора, размещенных в обечайке соосно с ней, камеру разделения обрабатываемой скважинной жидкости, своим выходом соединенную с входами акустических резонаторов, а своим входом – с входом погружного модуля, и камеру смешения обрабатываемой скважинной жидкости, своим входом соединенную с выходами акустических резонаторов и своим выходом – с выходом погружного модуля.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в камере разделения установлены направляющие пластины.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в камере смешения установлены направляющие пластины.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что выход камеры смешения и вход камеры разделения каждого погружного модуля снабжены стыковочными устройствами.

5. Устройство обработки скважинной жидкости, содержащее по меньшей мере одну насосно-компрессорную трубу с насосом, отличающееся тем, что дополнительно содержит по меньшей мере один погружной модуль обработки скважинной жидкости, выполненный в виде обечайки с входом и выходом обрабатываемой скважинной жидкости и содержащий по меньшей мере два акустических резонатора, размещенных в обечайке соосно с ней, камеру разделения обрабатываемой скважинной жидкости, своим выходом соединенную с входами акустических резонаторов, а своим входом – с входом погружного модуля, и камеру смешения обрабатываемой скважинной жидкости, своим входом соединенную с выходами акустических резонаторов и своим выходом – с выходом погружного модуля.

6. Погружной модуль обработки скважинной жидкости, отличающийся тем, что выполнен в виде обечайки с входом и выходом обрабатываемой скважинной жидкости и содержит по меньшей мере два акустических резонатора, размещенных в обечайке соосно с ней, камеру разделения обрабатываемой скважинной жидкости, своим выходом соединенную с входами акустических резонаторов, а своим входом – с входом погружного модуля, и камеру смешения обрабатываемой скважинной жидкости, своим входом соединенную с выходами акустических резонаторов и своим выходом – с выходом погружного модуля.

7. Погружной модуль по п. 6, отличающийся тем, что в камере разделения установлены направляющие пластины.

8. Погружной модуль по п. 6, отличающийся тем, что в камере смешения установлены направляющие пластины.

9. Погружной модуль по п. 6, отличающийся тем, что выход камеры смешения и вход камеры разделения каждого погружного модуля снабжены стыковочными устройствами.

10. Погружной модуль по п. 6, отличающийся тем, что акустические резонаторы содержат резонаторные пластины, расположенные вдоль оси погружного модуля.