Способ добычи нефти и устройство для его осуществления Российский патент 2022 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации добывающих фонтанных и механизированных скважин.

Известен способ и устройство освоения и эксплуатации скважин растворенного газа и монтажа установки для его реализации по патенту РФ № 2715008 (дата приоритета: 02.11.2018, дата публикации: 21.02.2020, Е 21 В 43/12). Способ включает накопление газа, выделяемого из газированного флюида, до перепускного давления, превышающего давление внутри насосно-компрессорных труб – НКТ, при этом по меньшей мере одним акустическим излучателем осуществляют принудительное выделение газа из газированного флюида. Общими признаками с заявленным изобретением является использование акустического излучателя для интенсификации принудительного выделения газа из скважинной продукции.

Недостатком технического решения по патенту РФ № 2715008 является невозможность обеспечения длительного режима фонтанирования скважин в связи с тем, что возбуждение режима фонтанирования обеспечивается только за счет акустического излучателя, расположенного в затрубном пространстве НКТ. Известный способ освоения и эксплуатации скважин имеет низкую эффективность, при этом способ не обеспечивает вызов притока скважинной продукции из пласта в скважину в случае превышения или равенства забойного давления над пластовым (Р_заб ≥ Р_пл). Кроме того, данный способ не обеспечивает беспрерывный подъем скважинной продукции на дневную поверхность.

Для вызова притока газонасыщенной нефти необходимо создать пусковое давление в скважине, обладающее запасом потенциальной энергии, однако расчеты показывают, что для скважин с глубиной спуска НКТ более 1500 метров пусковое давление в скважине может быть больше пластового давления, при этом создается репрессия на пласт и поглощение скважинной жидкости пластом.

Наиболее близким к заявленному изобретению является способ акустического воздействия на поток жидкости в колонне НКТ с управлением посредством обратной связи по патенту РФ № 2721614 (дата приоритета: 16.11.2018, дата публикации: 21.05.2020, Е 21 В 28/00, Е 21 В 43/25, Е 21 В 47/00). Способ включает спуск в скважину колонны НКТ с погружной насосной установкой и акустическим излучателем на заданную длину. При этом акустический излучатель спускают в колонну НКТ на грузонесущем геофизическом кабеле и размещают выше погружной насосной установки. Также фиксируют до спуска установки в скважину устьевое и затрубное давление, дебит скважины, температуру продукции. В процессе ультразвукового воздействия фиксируют частоту излучений, изменение параметров давления и температуры в месте установки акустического излучателя. После чего регулируют параметры излучения генератором на основании данных, полученных посредством обратной связи, с возможностью контроля процесса разгазирования и определяют оптимальную глубину спуска акустического излучателя. При этом в корпус акустического излучателя встроена термоманометрическая система с датчиками вибрации с возможностью подбора оптимальных параметров и глубины спуска акустического излучателя индивидуально для каждой скважины для обеспечения резонанса. Общими признаками известного по патенту РФ № 2721614 изобретения и заявленного является наличие акустического излучателя, помещенного внутрь НКТ, а также наличие насоса, установленного на НКT ниже акустического излучателя.

Известный по патенту РФ № 2721614 способ имеет ограниченные функциональные возможности, т.к. не учитывается сепарационный эффект у приема погружного оборудования, в процессе эксплуатации добывающей скважины коэффициент сепарации может изменяться от 0,3 до 0,9, в зависимости от условий эксплуатации, следовательно, большая часть свободного газа сепарируется в затрубное пространство и бесполезно барботирует через неподвижный столб жидкости. Низкая эффективность известного способа объясняется также тем, что в случае создания условия фонтанирования у приема погружного электроцентробежного насоса, наступает режим естественной сепарации, как следствие, скважинная продукция фонтанирует по затрубному пространству, при этом акустическое воздействие на газожидкостную смесь в НКТ будет бесполезным, т.к. в процессе фонтанирования основной части скважинной продукции по затрубному пространству, жидкость в НКТ будет неподвижна из-за малого количества свободного газа выделяемого из нефти и высокой плотности (скважинная продукция не будет поступать в НКТ из-за высоких значений гидравлических сопротивлений в каналах центробежного насоса и наступлении режима искусственной кавитации вследствие периодического прорыва свободного газа на прием центробежного насоса).

Задачей заявленного технического решения является повышение эффективности добычи углеводородов и расширение области применения способа, устройства и набора для добычи нефти по сравнению с известными изобретениями.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности добычи скважинной продукции и расширение области применения способа и устройства за счет того, что может быть осуществлено использование при различном газосодержании скважинной продукции, в т.ч. при недостаточном газосодержании для обеспечения режима фонтанирования, обеспечение продления режима фонтанирования скважин, путем ликвидации метастабильного состояния за счет раннего разгазирования ультразвуковым воздействием, за счет поддержания оптимальной структуры газожидкостной смеси при направленном акустическом воздействии на поток и его регулировании клапаном и насосом, а также обеспечение беспрерывного потока скважинной продукции в случае прекращения режима фонтанирования или повышения обводненности добываемой продукции при переключении режимов работы с использованием ультразвуковой установки и/или насоса с обеспечением высокого уровня дебита скважинной продукции на любых режимах добычи углеводородов.

Технический результат достигается за счет того, что способ добычи нефти включает

подъем скважинной продукции по скважине, при котором

- осуществляется распространение акустических волн в насосно-компрессорной трубе (НКТ) с помощью ультразвукового излучателя и разгазирование скважинной продукции,

- при прекращении добычи скважинной продукции в режиме фонтанирования дополнительно осуществляется подъем скважинной продукции с помощью насоса, установленного на НКТ ниже ультразвукового излучателя, и клапана, размещённого в НКТ выше насоса, но ниже ультразвукового излучателя, и содержащего центральный канал, соединяющий зоны внутритрубного пространства НКТ ниже и выше места установки клапана, и боковой канал, соединяющий затрубное пространство НКТ с внутритрубным пространством НКТ выше места установки клапана,

- причем при работе насоса открывается центральный канал клапана, а при выключении работы насоса закрывается центральный канал клапана и открывается боковой канал клапана.

При осуществлении способа НКТ заполняются газонасыщенной скважинной продукцией (нефтью или водонефтяной смесью с полностью или частично растворенным нефтяным газом – газожидкостной смеси). При снижении газонасыщенности обеспечивается беспрерывный подъем скважинной продукции по НКТ дополнительно с помощью работы насоса. Применение клапана с двумя каналами обеспечивает эффективное переключение работы устройства с одного режима (использования ультразвукового (акустического) излучателя) на режим эксплуатации насоса, а также обеспечивает возможность добычи нефти при смешанном режиме, при котором используется ультразвуковой излучатель и насос одновременно, но при этом насос работает с меньшей производительностью. Причем при смешанном режиме не снижается суммарная производительность (дебит) скважины.

Повышение эффективности достигается тем, что максимально используется выделившийся из нефти газ, в процессе естественного разгазирования (дегазации), а также обеспечивается дополнительное акустическое разгазирование нефти в НКТ за счет комплексного воздействия на частично или полностью насыщенную газом нефть, путем прохождения скважинной продукции через зону, в которой расположен ультразвуковой излучатель высокой частоты (20-60 кГц), влияние которого приводит к смещению точки разгазирования. При этом увеличивается объем свободного газа и давление насыщения нефти газом, что приводит к локальному и значительному снижению градиента давления, интенсивному выделению свободного газа и формированию благоприятной структуры газожидкостной смеси для ее подъёма на дневную поверхность с минимальными энергетическими затратами. В случае прекращения стабильного режима фонтанирования обеспечивается поддержание потока продукции без задержек во времени за счет использования насоса на необходимом производительном уровне, достаточном для поддержания подъема потока скважинной продукции установленного дебита.

При реализации способа может осуществляться поддержание подъема скважинной продукции на необходимом уровне дополнительно с помощью элемента для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции, включающего проточный корпус, состоящий из конфузора и диффузора. При этом элемент для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции установлен в НКТ таким образом, что ультразвуковой излучатель расположен внутри конфузора с зазором между внешней поверхностью ультразвукового излучателя и внутренней поверхностью конфузора. При использовании элемента для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции дополнительно повышается достижение технического результата, т.к. обеспечивается повышение скорости прохождения жидкости через элемент особой конструкции (имеющий конфузор и диффузор). Таким образом, при уменьшении диаметра элемента, обеспечивается резкое увеличение скорости потока жидкости, что повышает подъемную силу скважинной продукции (флюида) вдоль НКТ. Кроме особой конструкции элемента для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции, при которой обеспечивается увеличение скорости прохождения продукции по НКТ, за счет установки ультразвукового излучателя внутри конфузора обеспечивается направленное воздействие акустических волн и активное разгазирование определенного объема жидкой продукции, размещенной в конфузоре. Далее данный объем жидкости, который обеспечен максимальным воздействие акустических волн, также понимает весть столб продукции вдоль НКТ с большей скоростью.

Расчет геометрических параметров конфузора и диффузора осуществляется по законам трубной гидравлики и зависит от свойств добываемой среды [Flow of Fluids Through Valves, Fittings, and Pipe», Technical Paper 410, Crane Co., New York City (1981)].

Для условий добычи однородной газонасыщенной жидкости с полностью растворенным газом используется уравнение расчета расхода потока жидкости, поступающего в элемент для ликвидации метастабильного состояния:

, где

q – расход потока жидкости через элемент для ликвидации метастабильного состояния, м³/сут;

С – коэффициент потока для жидкости, поступающей в элемент для ликвидации метастабильного состояния, определяется по графику на фиг. 9, где d₁, d₂ – диаметры патрубков соответственно на входе и на выходе элемента для ликвидации метастабильного состояния, мм;

d_i – минимальный диаметр в сечении между конфузором и диффузором элемента для ликвидации метастабильного состояния, мм;

– перепад давления на входе и на выходе элемента для ликвидации метастабильного состояния, МПа;

– плотность жидкости, кг/м³.

Таким образом, минимальный диаметр элемента для ликвидации метастабильного состояния (d_i) в сечении между конфузором и диффузором определяется по уравнению:

d_i =

Для условий добычи многофазной газожидкостной смеси с частично растворенным и свободным газом уравнение расчета минимальной площади (f) поперечного сечения контакта конфузора и диффузора:

где

– расход потока смеси через элемент для ликвидации метастабильного состояния, определяется путем измерений на устье скважины, м³/с;

– скорость потока смеси через элемент для ликвидации метастабильного состояния, определяется по графикам на фиг. 10, м/с.

Частота ультразвукового воздействия с помощью ультразвукового излучателя может находиться в диапазоне 20÷60 кГц.

При реализации способа на забое скважины дополнительно может обеспечиваться давление для скважинной продукции, меньшее, чем давление насыщения нефти газом.

При реализации способа дополнительно может подаваться пенообразователь во внутритрубное пространство НКТ.

При реализации способа в качестве пенообразователя могут использовать фторсинтетический пенообразователь, например, водный раствор фторсинтетического пенообразователя с концентрацией 0,5 - 6 % масс. Подача пенообразователя для формирования устойчивой газожидкостной смеси осуществляется для нефтей с низкими пенообразующими свойствами (для нефтей со средними и высокими пенообразующими свойствами d_кр ˃ 65 мм пенообразователь применять не рекомендуется).

При реализации способа в качестве насоса может применяться электроцентробежный насос.

Технический результат достигается за счет того, что устройство для добычи нефти содержит насосно-компрессорную трубу (НКТ) и размещённые на ней:

ультразвуковой излучатель,

насос, установленный на НКТ ниже ультразвукового излучателя;

клапан, размещённый в НКТ выше насоса, но ниже ультразвукового излучателя,

причём клапан содержит центральный канал, соединяющий зоны внутритрубного пространства НКТ ниже и выше места установки клапана, и боковой канал, соединяющий затрубное пространство НКТ с внутритрубным пространством НКТ выше установки клапана,

при этом клапан выполнен таким образом, что при работе насоса открывается центральный канал клапана, а при выключении работы насоса закрывается центральный канал клапана и открывается боковой канал клапана.

Устройство дополнительно может содержать элемент для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции, включающий проточный корпус, состоящий из конфузора и диффузора, при этом элемент для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции установлен в НКТ таким образом, что ультразвуковой излучатель расположен внутри конфузора с зазором между внешней поверхностью ультразвукового излучателя и внутренней поверхностью конфузора.

Ультразвуковой излучатель устройства может быть выполнен с возможностью работы в диапазоне 20÷60 кГц.

Устройство для добычи нефти может дополнительно содержать резонатор, в котором размещен ультразвуковой излучатель.

В качестве насоса может применяться электроцентробежный насос.

Питание электродвигателя насоса может подаваться при помощи многожильного электрокабеля.

Многожильный электрокабель может быть подключен к станции управления, которая подключена к трансформатору, при этом станция управления и трансформатор расположены на поверхности.

Многожильный электрокабель может быть выполнен трехжильным.

Питание ультразвукового излучателя может обеспечиваться с помощью кабеля от генератора, расположенного на поверхности.

Устройство для добычи нефти дополнительно может содержать генератор, выполненный с возможностью соединения с ультразвуковым излучателем и управления ультразвуковым излучателем с помощью передачи электрического сигнала.

Для питания ультразвуковых преобразователей колебательных систем могут использоваться источники электрической энергии - генераторы, обеспечивающие преобразование энергии промышленной частоты (50 Гц) в энергию электрических колебаний ультразвуковой частоты для работы устройства.

Устройство для добычи нефти дополнительно может содержать трубку для подачи пенообразователя во внутритрубное пространство НКТ, используемое с целью стабилизации мелкодисперсной газожидкостной смеси в процессе выделения микрозародышей газовых пузырьков в каналах ультразвукового излучателя (называемый также акустическая установка), причем трубка на поверхности может быть подключена к системе дозирования химических реагентов, состоящей, например, из рамы, дозировочного насоса, емкости с раствором пенообразователя, запорной арматуры, станции управления, датчиков давления и температуры.

Устройство для добычи нефти дополнительно может содержать элемент для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции, состоящий из проточного корпуса, включающего конфузор и диффузор, при этом элемент для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции установлен в НКТ таким образом, что ультразвуковой излучатель расположен внутри конфузора, при этом трубка для подачи пенообразователя во внутритрубное пространство НКТ соединена с конфузором элемента для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции.

Трубка для подачи пенообразователя может быть выполнена с возможностью подключения к дозирующему устройству.

Устройство для добычи нефти дополнительно может быть снабжено пакером с возможностью прокладки погружного многожильного электрокабеля. Устройство для добычи нефти дополнительно может быть снабжено пакером с возможностью прокладки трубки для подачи пенообразователя.

Устройство для добычи нефти дополнительно может быть снабжено блоком телеметрии, включающим датчик давления и/или температуры, при этом блок телеметрии выполнен с возможностью передачи данных измерений в станцию управления.

Также технический результат достигается за счет того, что набор для добычи нефти содержит по меньшей мере ультразвуковой излучатель, выполненный с возможностью размещения в насосно-компрессорной трубе (НКТ),

насос, выполненный с возможностью установки на НКТ ниже ультразвукового излучателя;

клапан, выполненный с возможностью размещения в НКТ выше насоса, но ниже ультразвукового излучателя,

причём клапан содержит центральный канал, соединяющий зоны внутритрубного пространства НКТ ниже и выше места установки клапана, и боковой канал, соединяющий затрубное пространство НКТ с внутритрубным пространством НТК выше установки клапана,

при этом клапан выполнен таким образом, что при работе насоса открывается центральный канал клапана, а при выключении работы насоса закрывается центральный канал клапана и открывается боковой канал клапана.

Набор для добычи нефти дополнительно может содержать элемент для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции, включающий проточный корпус, состоящий из конфузора и диффузора, при этом элемент для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции выполнен с возможностью установки в НКТ таким образом, что ультразвуковой излучатель расположен внутри конфузора с зазором между внешней поверхностью ультразвукового излучателя и внутренней поверхностью конфузора.

Ультразвуковой излучатель набора для добычи нефти может быть выполнен с возможностью работы в диапазоне 20÷60 кГц.

Набор для добычи нефти дополнительно может содержать резонатор, выполненный с возможностью размещения в нем ультразвукового излучателя.

Набор для добычи нефти дополнительно может содержать трубку для подачи пенообразователя во внутритрубное пространство НКТ.

Указанные выше отличительные признаки изобретения позволяют повысить эффективность добычи нефти из скважин, в том числе обеспечить режим продления фонтанирования скважин, с сохранением технологической нормы добычи нефти; исключить риск фонтанирования по затрубному пространству скважины; повысить эффективность работы насоса в бессепарационном режиме; обеспечить переход на механизированный способ добычи (с использованием насоса), без проведения подземного ремонта скважины.

Заявленное изобретение подтверждается следующими фигурами.

Фиг. 1 – схема устройства для добычи нефти в скважине.

Фиг. 2 – схема размещения ультразвукового излучателя и клапана в НКТ.

Фиг. 3 – схема размещения ультразвукового излучателя внутри конфузора элемента для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции.

Фиг. 4 – схема ультразвукового излучателя и элемента для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции.

Фиг. 5 – схема клапана.

Фиг. 6 – график перепада давления (градиент) по глубине в процессе стабильной работы электроцентробежного насоса (ЭЦН) без использования заявленного изобретения.

Фиг. 7 – градиент давления в скважине с использованием ультразвукового излучателя и периодической работой ЭЦН.

Фиг. 8 – градиент давления в скважине с использованием ультразвукового излучателя, с элементом для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции и периодической работой ЭЦН.

Фиг. 9 – график определения коэффициента потока для жидкости, поступающей в элемент для ликвидации метастабильного состояния.

Фиг. 10 – график определения скорости смеси для критического и докритического течения потока в элементах геометрического сужения, где р₂/ р₁, – отношение давления смеси на выходе к давлению смеси на входе элемента для ликвидации метастабильного состояния; β – объёмное – расходное газосодержание на входе элемента для ликвидации метастабильного состояния.

Фиг. 11 – результаты определения оптимальных условий применения устройства с элементом для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции – зависимость минимального диаметра сечения элемента ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции.

На фигурах обозначены:

1 – насосно-компрессорная труба (НКТ);

2 – ультразвуковой излучатель;

3 – клапан;

4 – насос (электроцентробежный скважинный насос - ЭЦН);

5 – центральный канал клапана;

6 – боковой канал клапана;

7 – элемент для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции;

8 – нефтеносный пласт;

9 – скважина;

10 – скважинная продукция;

11 – двигатель насоса;

12 – электрический кабель (многожильный кабель);

13 – трубка для подачи пенообразователя/ПАВ (погружной геофизический кабель);

14 – пакер;

15 – генератор (генератор ультразвуковых колебаний);

16 – станция управления;

17 – емкость с раствором ПАВ (пеноообразователя, поверхностно-активного вещества);

18 – трансформатор;

19 – конфузор;

20 – диффузор.

Устройство (фиг. 1, фиг.2) для добычи нефти содержит насосно-компрессорную трубу (НКТ) 1 и размещённые на ней: ультразвуковой излучатель 2, клапан 3, размещённый в НКТ ниже ультразвукового излучателя 2, а также насос 4, установленный на НКТ 1 и размещенный ниже клапана 3. Причём клапан 3, содержит центральный канал 5, соединяющий зоны внутритрубного пространства НКТ 1 ниже и выше места установки клапана 3, и боковой канал 6, соединяющий затрубное пространство НКТ 1 с внутритрубным пространством НКТ 1 выше клапана 3. При этом клапан 3 выполнен таким образом, что при работе насоса 4 открывается центральный канал 5 клапана 3, а при выключении насоса 4 закрывается центральный канал 5 клапана 3 и открывается боковой канал 6 клапана 3.

Устройство для добычи нефти дополнительно может содержать пакер 14 для разобщения затрубного пространства скважины.

Устройство для добычи нефти дополнительно может содержать элемент 7 для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции с интегрированной акустической установкой (фиг. 3, фиг. 4).

Элемент 7 для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции (фиг.4) может включать корпус, содержащий конфузор 19 и диффузор 20. При этом в полости конфузора 19 размещают ультразвуковой излучатель 2.

Также устройство дополнительно может содержать резонатор ультразвуковых волн (на фиг. не обозначено).

Клапан (фиг. 5) состоит из центрального 5 и бокового 6 каналов. При этом конструкция каналов может быть выполнена таким образом, что центральный канал 5 клапана 3 содержит клетку центральной клапанной пары и размещенный в ней шар центрального канала, а боковой канал 6 клапана 3 содержит клетку клапанной пары бокового канала 6 и размещенный в ней шар бокового канала 6.

На графиках (фиг. 6, 7, 8) представлены градиенты давления в скважине.

Для сравнения приведен график (фиг.6) перепада давления по глубине в процессе стабильной работы ЭЦН 4 без использования заявленного изобретения (т.е. без ультразвукового излучателя 2), где

а – давление внутри НКТ,

б – давление в скважине (в затрубном пространстве НКТ),

в - перепад давления в насосе 4, при этом пунктирная линия показывает распределение давления в скважине 9 от приема насоса 4 до динамического уровня.

На фиг. 7 представлен градиент давления в скважине 9 с использованием ультразвукового излучателя 2 и периодической работой ЭЦН 4, где

а’ – давление в НКТ с учетом работы ультразвукового излучателя,

б’ – давление в скважине (в затрубном пространстве НКТ) в режиме фонтанирования,

в’ – перепад давления в насосе 4, при этом пунктирная линия в’ показывает перепад давления, при котором будет обеспечен режим фонтанирования по затрубному пространству без учета работы ультразвукового излучателя 2. На фиг.7 видно, что перепад давлений для насоса 4 обеспечивается оптимальным как для работы скважины 9 в режиме фонтанирования, так и для плавного (без значительных перепадов по давлению) перехода на работу с использованием насоса.

На фиг. 8 представлен градиент давления в скважине 9 с использованием ультразвукового излучателя 2 и с элементом 7 для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции и периодической работой ЭЦН 4, где

а’’ – давление в НКТ с учетом работы ультразвукового излучателя интегрированной и элемента для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции. На фиг. 8 также видно, что при использовании заявленного изобретения обеспечивается оптимальный перепад давления как для работы насоса 4, так и для обеспечения режима фонтанирования, что в целом приводит к бесперебойному (беспрерывному) подъему скважинной продукции по скважине 9.

Перед спуском оборудования (ультразвукового излучателя 2 с или без элемента 7 для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции) в скважину 9 осуществляется подбор глубины спуска по графикам распределения давления таким образом, чтобы обеспечить стабильный режим фонтанирования ультразвуковой излучатель 2 рекомендуется устанавливать на глубине Н и Н*.

При реализации способа добычи нефти осуществляется обеспечение подъема скважинной продукции по скважине 9 предпочтительно в беспрерывном режиме потока флюида. При этом осуществляется распространение акустических волн в НКТ 1 с помощью ультразвукового излучателя 2, осуществляется поддержание подъема скважинной продукции с помощью насоса 4, установленного на НКТ 1 ниже ультразвукового излучателя 2, и клапана 3, размещённого в НКТ 1 выше насоса 4, но ниже ультразвукового излучателя 2, и содержащего центральный канал 5 соединяющий зоны внутритрубного пространства НКТ 1 ниже и выше места установки клапана 3, и боковой канал 6, соединяющий затрубное пространство НКТ 1 с внутритрубным пространством НКТ 1 выше установки клапана 3. Причем при работе насоса 4 открывается центральный канал 5 клапана 3, а при выключении работы насоса 4 закрывается центральный канал 5 клапана 3 и открывается боковой канал 6 клапана 3.

Основные режимы работы установки приведены в Таблице 1.

№ Наименование режимов работы устройства Характеристики параметров Описание режимов 1 Вызов притока (освоение) Дебит скважины – не более 100 м³/сут
Газовый фактор – не более 1000 м³/ м³ 1. ЭЦН в работе, ультразвуковой излучатель отключен.
2. Обеспечение плавного вывода на режим вызова притока скважинной продукции.
3. Применение ультразвукового воздействия на завершающей стадии вызова притока при отклонении (снижении) среднего значения обводненности от проектного значения не более 20%. 2 Ликвидация (предотвращение) фонтанирования по затрубному пространству (продление фонтанирования) Дебит скважины – не более 100 м³/сут
Газовый фактор – не более 3000 м³/ м³
Обводненность в режиме эксплуатации – не более 40-50% по объёму
Концентрация ПАВ – не более 0,05% от дебита скважины 1. После вызова притока при помощи работы ЭЦН и работы ультразвуковой установки обеспечение достижения режима фонтанирования.
2. Настройка режима работы ультразвукового воздействия на максимальный дебит скважины и отключение ЭЦН при стабильном фонтанировании. 3 Устойчивое фонтанирование в подъёмнике 1. Обеспечение стабильного режима фонтанирования при работе ультразвуковой установки и отключенном ЭЦН.
2. Газожидкостная смесь поступает по клапану
через боковой канал из скважины в НКТ, минуя ЭЦН.
3. Для обеспечения устойчивого фонтанирования может дополнительно дозироваться поверхностно-активное вещество (формирование и поддержание по длине подъёмника устойчивой структуры газожидкостной смеси) 4 Стабилизация режима добычи нефти из скважины Дебит скважины – не более 100 м³/сут
Газовый фактор – не более 1000 м³/ м³
Обводненность в режиме эксплуатации –50-70% по объёму
Концентрация ПАВ – не более 0,05% от дебита скважины 1. Совместная работа ультразвукового излучателя и ЭЦН при наступлении режима эксплуатации с высокими затратами для преодоления потерь на трение при увеличении обводненности.
2. Настройка режима работы ЭЦН при помощи регулирования угловой скорости вращения вала двигателя, при одновременной настройке ультразвукового излучателя – поиск максимального дебита скважины.
3. Настройка энергоэффективного режима откачки при совместной работе ЭЦН и ультразвукового излучателя . 5 Эксплуатация скважины ЭЦН без ультразвука Дебит скважины – не более 100 м³/сут
Газовый фактор – не более 1000 м³/ м³
Обводненность в режиме эксплуатации –свыше 70% по объёму 1. Ультразвукового воздействия нет.
2. Добыча скважинной продукции осуществляется с помощью ЭЦН.

Таблица 1 – Описание режимов работы устройства

Минимальный диаметр (d_i) сечения элемента 7 ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции и оптимальную глубину спуска ультразвукового излучателя 2 при условии, что вертикальная составляющая глубины скважины (Н_скв) – 1910 м, пластовая температура – 37 °С, пластовое давление 12,1 МПа, коэффициент продуктивности скважины – 6 м³/сут*МПа, ожидаемый дебит скважины составляет 26 м³/сут, обводненность продукции 0%, давление насыщения 20 МПа, линейное давление – 2 МПа, плотность нефти в стандартных условиях 876 кг/м³, плотность воды – 1020 кг/м³, эффективный газовый фактор – 820 м³/м³, вязкость нефти в пластовых условиях - 2,6 мПа*с, диаметр НКТ – 73 мм рассчитывается следующим образом.

В первом приближении определяется глубина спуска ультразвукового излучателя 2 в соответствии с условиями:

Р_заб > Р_нас, при этом Н_сп можно определить по следующей зависимости:

Р_заб ≤ Р_нас, значит с целью максимизации использования энергии выделяющегося из жидкости газ:

Р_{з аб} – забойное давление в скважине, МПа;

P _нас – давление насыщение нефти газом, МПа;

– давление на устье скважины, МПа;

Н_сп – вертикальная составляющая глубины спуска устройства в скважину, м;

Н_скв – вертикальная составляющая глубины скважины, м;

плотность жидкости, кг/м³;

эффективный газовый фактор, м³/м³;

– диаметр поперечного сечения НКТ, м.

Если ожидаемый дебит скважины составляет 26 м³/сут, то определяем забойное давление в скважине по уравнению Вогеля:

отношение ожидаемого дебита скважины к максимальному дебиту скважины при забойном давлении – 0,1 МПа.

После подстановки данных в формулу (3) получаем, что Р_заб = 6,7 МПа, т.к. Р_заб ≤ Р_нас, значит вертикальная составляющая глубины спуска ультразвукового излучателя 2 определяется по формуле (2) и равна вертикальной составляющей глубины скважины – 1910 м.

Рассчитаем объемное расходное газосодержание на забое скважины с учетом термобарических условий:

= 88%

Методом интерполяции на графике фиг. 10 определяем кривую, которая находится между кривыми, соответствующими = 0,90 и = 0,80.

Итерационным методом определяем диаметр минимального сечения элемента 7, при его наличии и при фиксированной глубине спуска ультразукового излучателя 2, таким образом, чтобы соотношение давлений p₂/p₁ (фиг. 10) соответствовало условию распределения давления в НКТ: p₂ = Ру, при этом p₁ = Рзаб.

Результат итерационного расчета размера минимального диаметра элемента 7 представлен на фиг 11. В диапазоне от 6 до 16 мм возможно применение устройства при фиксированной глубине спуска 1910 м, при этом диапазон изменения давления на устье составляет 0,2 – 3,2 МПа, дебит скважины при этом не уменьшится. В соответствии с условием примера линейное давление – 2МПа, значит значение диаметра 6,5 мм обеспечивает постоянство дебита скважины – 27 м³/сут.

Таким образом, заявленный способ, устройство и набор обеспечивают повышение эффективности добычи углеводородов и расширение области применения способа, устройства и набора для добычи нефти по сравнению с известными изобретениями. Кроме того, обеспечивается повышение эффективности добычи скважинной продукции и продление режима фонтанирования скважин, путем ликвидации метастабильного состояния за счет раннего разгазирования ультразвуковым воздействием, за счет поддержания оптимальной структуры газожидкостной смеси при направленном акустическом воздействии на поток и регулировании клапаном и насосом, а также обеспечение беспрерывного потока скважинной продукции в случае прекращения режима фонтанирования или повышения обводненности добываемой продукции при переключении режимов работы с использованием насоса и/или ультразвуковой установки и обеспечение высокого уровня дебита скважинной продукции на любых режимах добычи углеводородов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации добывающих фонтанных и механизированных скважин. Заявлен способ добычи нефти, включающий подъем скважинной продукции по скважине, при котором осуществляется распространение акустических волн в насосно-компрессорную трубу (НКТ) с помощью ультразвукового излучателя и разгазирование скважинной продукции. При прекращении добычи скважинной продукции в режиме фонтанирования дополнительно осуществляется подъем скважинной продукции с помощью насоса, установленного на НКТ ниже ультразвукового излучателя, и клапана, размещённого в НКТ выше насоса, но ниже ультразвукового излучателя, и содержащего центральный канал, соединяющий зоны внутритрубного пространства НКТ ниже и выше места установки клапана, и боковой канал, соединяющий затрубное пространство НКТ с внутритрубным пространством НКТ выше места установки клапана. Причем при работе насоса открывается центральный канал клапана, а при выключении работы насоса закрывается центральный канал клапана и открывается боковой канал клапана. Также предложено устройство для осуществления способа. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности добычи скважинной продукции и расширение области применения способа и устройства. 2 н. и 23 з.п. ф-лы, 11 ил., 1 табл.

1. Способ добычи нефти, включающий подъем скважинной продукции по скважине, при котором:

- осуществляется распространение акустических волн в насосно-компрессорной трубе (НКТ) с помощью ультразвукового излучателя и разгазирование скважинной продукции,

- при прекращении добычи скважинной продукции в режиме фонтанирования дополнительно осуществляется подъем скважинной продукции с помощью насоса, установленного на НКТ ниже ультразвукового излучателя, и клапана, размещённого в НКТ выше насоса, но ниже ультразвукового излучателя, и содержащего центральный канал, соединяющий зоны внутритрубного пространства НКТ ниже и выше места установки клапана, и боковой канал, соединяющий затрубное пространство НКТ с внутритрубным пространством НКТ выше места установки клапана,

- причем при работе насоса открывается центральный канал клапана, а при выключении работы насоса закрывается центральный канал клапана и открывается боковой канал клапана.

2. Способ добычи нефти по п. 1, при котором дополнительно осуществляется поддержание подъема скважинной продукции с помощью элемента для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции, включающего проточный корпус, состоящий из конфузора и диффузора, при этом элемент для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции установлен в НКТ таким образом, что ультразвуковой излучатель расположен внутри конфузора с зазором между внешней поверхностью ультразвукового излучателя и внутренней поверхностью конфузора.

3. Способ добычи нефти по п. 1, при котором частота ультразвукового воздействия с помощью ультразвукового излучателя находится в диапазоне 20-60 кГц.

4. Способ добычи нефти по п. 1, при котором на забое скважины дополнительно обеспечивают давление для скважинной продукции, меньшее, чем давление насыщения нефти газом.

5. Способ добычи нефти по п. 1, при котором дополнительно подают пенообразователь во внутритрубное пространство НКТ.

6. Способ добычи нефти по п. 5, при котором в качестве пенообразователя используют фторсинтетический пенообразователь.

7. Способ добычи нефти по п. 6, при котором используют фторсинтетический пенообразователь с концентрацией 0,5-6 % масс.

8. Способ добычи нефти по п. 1, при котором в качестве насоса применяется электроцентробежный насос.

9. Устройство для добычи нефти, содержащее насосно-компрессорную трубу (НКТ) и размещённые на ней:

ультразвуковой излучатель,

насос, установленный на НКТ ниже ультразвукового излучателя;

клапан, размещённый в НКТ выше насоса, но ниже ультразвукового излучателя,

причём клапан содержит центральный канал, соединяющий зоны внутритрубного пространства НКТ ниже и выше места установки клапана, и боковой канал, соединяющий затрубное пространство НКТ с внутритрубным пространством НКТ выше установки клапана,

при этом клапан выполнен таким образом, что при работе насоса открывается центральный канал клапана, а при выключении работы насоса закрывается центральный канал клапана и открывается боковой канал клапана.

10. Устройство для добычи нефти по п. 9, в котором НКТ дополнительно содержит элемент для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции, включающий проточный корпус, состоящий из конфузора и диффузора, при этом элемент для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции установлен в НКТ таким образом, что ультразвуковой излучатель расположен внутри конфузора с зазором между внешней поверхностью ультразвукового излучателя и внутренней поверхностью конфузора.

11. Устройство для добычи нефти по п. 9, в котором ультразвуковой излучатель выполнен с возможностью работы в диапазоне 20-60 кГц.

12. Устройство для добычи нефти по п. 9, которое дополнительно содержит резонатор, в котором размещен ультразвуковой излучатель.

13. Устройство для добычи нефти по п. 9, в котором в качестве насоса применяется электроцентробежный насос.

14. Устройство для добычи нефти по п. 13, в котором питание на электродвигатель насоса подается при помощи многожильного электрокабеля.

15. Устройство для добычи нефти по п. 14, в котором многожильный электрокабель подключен к станции управления, которая подключена к трансформатору, при этом станция управления и трансформатор расположены на поверхности.

16. Устройство для добычи нефти по п. 14, в котором многожильный электрокабель выполнен трехжильным.

17. Устройство для добычи нефти по п. 9, в котором питание ультразвукового излучателя обеспечивается с помощью кабеля от генератора, расположенного на поверхности.

18. Устройство для добычи нефти по п. 9, которое дополнительно содержит генератор, выполненный с возможностью соединения с ультразвуковым излучателем и управления ультразвуковым излучателем с помощью передачи электрического сигнала.

19. Устройство для добычи нефти по п. 9, которое дополнительно содержит трубку для подачи пенообразователя во внутритрубное пространство НКТ.

20. Устройство для добычи нефти по п. 19, которое дополнительно содержит элемент для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции, состоящий из проточного корпуса, включающего конфузор и диффузор, при этом элемент для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции установлен в НКТ таким образом, что ультразвуковой излучатель расположен внутри конфузора, при этом трубка для подачи пенообразователя во внутритрубное пространство НКТ соединена с конфузором элемента для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции.

21. Устройство для добычи нефти по п. 19, в котором трубка для подачи пенообразователя выполнена с возможностью подключения к дозирующему устройству.

22. Устройство для добычи нефти по п. 9, которое дополнительно снабжено пакером с возможностью прокладки погружного многожильного электрокабеля.

23. Устройство для добычи нефти по п. 9, которое дополнительно снабжено пакером с возможностью прокладки трубки для подачи пенообразователя.

24. Устройство для добычи нефти по п. 9, которое дополнительно снабжено блоком телеметрии, включающим датчик давления и/или температуры, при этом блок телеметрии выполнен с возможностью передачи данных измерений в станцию управления.

25. Устройство для добычи нефти по любому из пп. 10, 19, в котором минимальный диаметр элемента для ликвидации метастабильного состояния (d_i) в сечении между конфузором и диффузором определяется по уравнению:

q - расход потока жидкости через элемент для ликвидации метастабильного состояния;

С - коэффициент потока;

ΔP - перепад давления на входе и на выходе элемента для ликвидации метастабильного состояния;

ρ - плотность жидкости.