Устройство для закачки жидкости из водоносных пластов скважин в нефтеносные пласты

Изобретение относится к технике и технологии циклической закачки жидкости в нефтеносные пласты при их заводнении или нагнетании в них различных реагентов и обеспечивает повышение эффективности работы установки за счет снижения затрат энергии и исключения частой замены рабочей жидкости, что сокращает материальные затраты в процессе эксплуатации установки. Сущность изобретения: устройство содержит насос, основные скважину, пакер, колонну труб с нагнетательным и всасывающим клапанами, размещенными соответственно ниже и выше пакера. Основной нагнетательный клапан расположен выше основного всасывающего и снабжен снаружи основной колонны труб основным кольцевым каналом, сообщающим его с надпакерным пространством основной скважины. Основная колонна труб выше нагнетательного клапана снабжена основными цилиндром с подпружиненным вверх поршнем со штоком. Основной шток расположен вверху основного поршня и герметично выведен из основного цилиндра в основную колонну труб. Внутренняя полость основного цилиндра выше основного поршня сообщена с внутренним пространством основной скважины. Установка снабжена дополнительными скважиной, пакером, колонной труб с нагнетательным и всасывающим клапанами, кольцевым каналом и подпружиненным вверх поршнем со штоком, которые взаимосвязаны аналогично основным. Насос выполнен поршневым и сообщен одной частью внутреннего пространства, разделенного приводным поршнем, с основной колонной труб, а другой частью - с дополнительной колонной труб. В качестве рабочей жидкости применяют нефть или масло, которым заполняют основную и дополнительную колонну труб выше основного и дополнительного цилиндров соответственно, а также внутреннюю полость поршневого насоса. В предлагаемой установке для закачки жидкости из водоносных пластов скважин в нефтеносные пласты рабочая жидкость герметично разделена от жидкости, закачиваемой из водоносных пластов в нефтеносные пласты, а поскольку в процессе работы они не контактируют друг с другом, то это позволяет повысить эффективность работы установки и избежать частой замены рабочей жидкости, что сокращает материальные затраты в процессе эксплуатации установки. Кроме того, использование установки на две скважины позволяет сократить затраты потребляемой электроэнергии. 1 ил.

 

Изобретение относится к технике и технологии циклической закачки жидкости в нефтеносные пласты при их заводнении или нагнетании в них различных реагентов.

Известен способ закачки воды в нефтяной пласт (авторское свидетельство №283120, Е21В 43/00, опубл. БИ №31 от 06.10.1970 г.), осуществляемый с помощью установки для закачки жидкости в пласт, содержащей пакер, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) и емкость, сообщающиеся с электроцентробежным насосом.

Недостатками данной конструкции являются:

во-первых, водостойкая обмотка электродвигателя при заполнении статора водой обладает достаточной работоспособностью лишь при невысокой температуре воды, окружающей двигатель (не более +25°С). Увеличение температуры воды до 35-45°С существенно сокращает срок службы обмотки двигателя, а при более высокой температуре двигатель теряет работоспособность;

во-вторых, электроцентробежный насос находится в водной среде под большим давлением, что ухудшает условия его эксплуатации, при этом растворенные соли разрушают кабель, сокращая срок его службы.

Вышеперечисленные причины снижают долговечность установки в целом, кроме того, с помощью такой установки невозможно закачивать в нефтяной пласт химически агрессивные реагенты, например кислоты (соляную, азотную и т.п.), при этом установка непрерывно закачивает жидкость в пласт практически без изменений давления нагнетания, что способствует возникновению в капиллярных отверстиях и щелях пласта слоя облитерации, постоянно снижающей приемистость скважины, порой до полного прекращения поглощения жидкости.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является установка для закачки жидкости в пласт (авторское свидетельство №729336, Е21В 43/00, 1986 г., опубл. БИ №15 от 25.04.1980 г.), содержащая пакер, колонну НКТ и емкость, сообщающуюся с насосом, при этом она снабжена установленными на колонне насосно-компрессорных труб нагнетательным и всасывающим клапанами, размещенными соответственно ниже и выше пакера, причем верхняя полость колонны насосно-компрессорных труб и емкость частично заполнены маслом.

Недостатками данной конструкции устройства являются:

во-первых, масло, находящееся в колонне НКТ и используемое в качестве рабочей жидкости для привода в действие закачиваемой в пласт жидкости, в процессе работы теряет свои химико-физические свойства из-за контакта и перемешивания с закачиваемой в пласт жидкостью и требует замены, что снижает эффективность работы устройства, в связи с этим в процессе работы установки требуется постоянный и строгий контроль химического состава масла и его частая замена;

во-вторых, установка работает только на одну скважину, а если рядом находится другая скважина, нефтеносный пласт которой также необходимо заводнить, то на каждую из скважин необходимо устанавливать отдельный привод, что приводит к увеличению затрат на потребляемую электроэнергию.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности работы установки и сокращение затрат потребляемой электроэнергии.

Указанная задача решается установкой для закачки жидкости из водоносных пластов скважин в нефтеносные пласты, содержащей насос, основные скважину, пакер, колонну труб с нагнетательным и всасывающим клапанами, размещенными соответственно ниже и выше пакера.

Новым является то, что основной нагнетательный клапан расположен выше основного всасывающего и снабжен снаружи основной колонны труб основным кольцевым каналом, сообщающим его с надпакерным пространством основной скважины, при этом основная колонна труб выше основного нагнетательного клапана снабжена основными цилиндром с подпружиненным вверх поршнем со штоком, причем основной шток расположен вверху основного поршня и герметично выведен из основного цилиндра в основную колонну труб, а внутренняя полость основного цилиндра выше основного поршня сообщена с внутренним пространством основной скважины, расположенным ниже основного пакера, при этом установка снабжена дополнительными скважиной, пакером, колонной труб с нагнетательным и всасывающим клапанами, кольцевым каналом и подпружиненным вверх поршнем со штоком, которые взаимосвязаны аналогично основным, причем насос выполнен поршневым и сообщен одной частью внутреннего пространства, разделенного приводным поршнем, с основной колонной труб, а другой частью - с дополнительной колонной труб.

На фигуре схематично изображена предлагаемая установка.

Установка для закачки жидкости из водоносных пластов 1 и 1′ основной 2 и дополнительной 2′ скважин соответственно в нефтеносные пласты 3 и 3′ содержит основной 4 и дополнительный 4′ пакеры, основную 5 и дополнительную 5′ колонны труб с основным 6 и дополнительным 6′ нагнетательными клапанами, а также с основным 7 и дополнительным 7′ всасывающими клапанами, размещенными соответственно ниже и выше основного 4 и дополнительного 4′ пакеров.

Основной 6 и дополнительный 6′ нагнетательные клапаны расположены выше соответствующих основного 7 и дополнительного 7′ всасывающих клапанов. Основная 5 и дополнительная 5′ колонны труб снаружи снабжены основным 8 и дополнительным 8′ кольцевыми каналами соответственно, сообщающими соответственно основной 6 и дополнительный 6′ нагнетательные клапаны с соответствующими основным 9 и дополнительным 9′ надпакерными пространствами основной 2 и дополнительной 2′ скважин.

Установка содержит также насос 10, размещенный на дневной поверхности между основной 2 и дополнительной 2′ скважинами. Насос 10 выполнен поршневым и сообщен одной частью внутреннего пространства, разделенного приводным поршнем 11, с основной колонной труб 5, а другой частью - с дополнительной колонной труб 5′.

Основная 5 и дополнительная 5′ колонны труб выше основного 6 и дополнительного 6′ нагнетательных клапанов снабжены основным 12 и дополнительным 12′ цилиндрами с подпружиненным вверх посредством основной 13 и дополнительной 13′ пружин основным 14 и дополнительным 14′ поршнями с основным 15 и дополнительным 15′ штоками соответственно.

Колонну труб 5 и 5′ выше основного 12 и дополнительного 12′ цилиндров соответственно, а также внутреннюю полость поршневого насоса 10 заполняют рабочей жидкостью, в качестве которой применяют масло или нефть.

Основная 13 и дополнительная 13′ пружины уравновешивают разницу давлений, воспринимаемых соответственно основным поршнем 14 с основным штоком 15 и дополнительным поршнем 14′ с дополнительным штоком 15′, в соответствующих основной 2 и дополнительной 2′ скважинах.

Основной 15 и дополнительный 15′ штоки расположены вверху основного 14 и дополнительного 14′ поршней соответственно и жестко соединены с ними, а также герметично посредством уплотнительных колец 16 и 16′ выведены из основного 12 и дополнительного 12′ цилиндров соответственно в основную 5 и дополнительную 5′ колонны труб.

В исходном положении в основной скважине 2 основная пружина 13 уравновешивает разницу двух давлений. Первое - это давление столба рабочей жидкости внутри основной колонны труб 5, воздействующего сверху на основной шток 15 основного поршня 14, а второе - это давление водоносного пласта 1 в подпакерном пространстве 17 ниже пакера 4 основной скважины 2.

В исходном положении в дополнительной скважине 2′ дополнительная пружина 13′ уравновешивает разницу двух давлений. Первое - это давление столба рабочей жидкости внутри дополнительной колонны труб 5′, воздействующего сверху на дополнительный шток 15′ дополнительного поршня 14′, а второе - это давление водоносного пласта 1′ в подпакерном пространстве 17′ ниже дополнительного пакера 4′ дополнительной скважины 2′.

Внутренние полости 18 и 18′ основного 12 и дополнительного 12′ цилиндров выше основного 14 и дополнительного 14′ поршней соответственно сообщены с подпакерными пространствами 17 и 17′ основной 2 и дополнительной 2′ скважин соответственно посредством технологических отверстий 19 и 19′.

Технологические отверстия 19 и 19′ исключают "поршневание" жидкости в процессе работы установки. Основной 14 и дополнительный 14′ поршни герметично посредством уплотнительных элементов 20 и 20′ размещены внутри основного 12 и дополнительного 12′ цилиндров соответственно.

Установка работает следующим образом.

Перед монтажом установки в основной 2 и дополнительной 2′ скважинах заранее подбирают жесткость основной 13 и дополнительной 13′ пружин, которые воспринимают и удерживают в исходном положении соответственно основной 14 и дополнительный 14′ поршни в основном 12 и дополнительном 12 цилиндрах (см. чертеж), противодействуя разнице давлений, упомянутой выше. Перед запуском установки в работу заполняют основную 5 и дополнительную 5′ колонны труб выше основного 12 и дополнительного 12′ цилиндров, а также внутреннюю полость поршневого насоса 10 рабочей жидкостью, например нефтью.

В процессе работы установки подпакерные пространства 17 и 17′ основной 2 и дополнительной 2′ скважин соответственно заполняются жидкостью из водоносных пластов 1 и 1′ соответственно. Далее запускают установку в работу.

Для этого с устья основной 2 и дополнительной 2′ скважин любым из известных способов (гидравлическим, механическим и др.) приводится в действие приводной поршень 11, который совершает в поршневом насосе 10 возвратно-поступательные перемещения. В процессе движения приводного поршня 11 в поршневом насосе 10 влево (см. чертеж) в основной скважине 2 происходит цикл нагнетания жидкости из внутренней полости 21 ниже основного поршня 14 основного цилиндра 12 через основной нагнетательный клапан 6, основной кольцевой канал 8, надпакерное пространство 9 в нефтеносный пласт 3, а в дополнительной скважине 2′ - цикл всасывания жидкости из водоносного пласта 1′ через внутреннее пространство 17′ дополнительной скважины 2′ и дополнительный всасывающий клапан 7′ во внутреннюю полость 21′ ниже дополнительного поршня 14′ дополнительного цилиндра 12′.

Это происходит благодаря тому, что в основной скважине 2 происходит нагнетание нефти в основную колонну труб 5 (приводной поршень 11, перемещаясь справа налево, вытесняет жидкость из внутренней полости поршневого насоса 10). В результате давление нефти внутри основной колонны труб 5 повышается, что вызывает перемещение основного штока 15 вниз, а следовательно, и жестко связанного с ним снизу основного поршня 14, который, перемещаясь вниз, сжимает основную пружину 13 и вытесняет жидкость из внутренней полости 21 ниже основного поршня 14 основного цилиндра 12.

Далее вытесненная из внутренней полости 21 основного цилиндра 12 жидкость, благодаря тому что основной всасывающий клапан 7 закрывается, а основной нагнетательный клапан 6 открывается, попадает по основному кольцевому каналу 8 в надпакерное пространство 9 и далее в нефтеносный пласт 3, при этом внутренняя полость 18 основного цилиндра 12 выше основного поршня 14 заполняется жидкостью из подпакерного пространства 17 основной скважины 2 сквозь технологические отверстия 19 основного цилиндра 12. При этом в процессе работы установки подпакерные пространства 17 и 17′ основной 2 и дополнительной 2′ скважин заполняются жидкостью из водоносных пластов 1 и 1′ соответственно.

Цикл нагнетания жидкости в нефтеносный пласт 3 основной скважины 2 продолжается до тех пор, пока приводной поршень 11 не достигнет крайнего левого положения в поршневом насосе 10.

Одновременно с процессом нагнетания в основной скважине 2, описанным выше, происходит процесс всасывания в дополнительной скважине 2′. Это происходит благодаря тому, что в процессе перемещения приводного поршня 11 в поршневом насосе 10 справа налево происходит заполнение (втягивание) внутренней полости поршневого насоса 10 за приводным поршнем 11 рабочей жидкостью из дополнительной колонны труб 5′. В дополнительной колонне труб 5′ происходит падение давления. Дополнительный поршень 14′ за счет возвратной силы дополнительной пружины 13′ поднимается вверх, при этом дополнительный всасывающий клапан 7′ открывается и происходит заполнение внутренней полости 21′ дополнительного цилиндра 12′ ниже дополнительного поршня 14′ жидкостью из подпакерного пространства 17′ дополнительной скважины 2′, при этом дополнительный нагнетательный клапан 6′ закрывается.

В процессе перемещения дополнительного поршня 14′ в дополнительном цилиндре 12′ вверх, находящаяся во внутренней полости 18′ дополнительного цилиндра 12′ выше дополнительного поршня 14′ жидкость через технологические отверстия 19′ вытесняется в подпакерное пространство 17′ дополнительной скважины 2′.

Цикл всасывания жидкости в дополнительной скважине 2′ прекращается одновременно с циклом нагнетания в основной скважине 2 тогда, когда приводной поршень 11 в поршневом насосе 10 достигнет крайнего левого положения.

Далее изменяют направление движения приводного поршня 11 в поршневом насосе 10. Приводной поршень 11 начинает перемещаться обратно (слева направо), при этом в дополнительной скважине 2′ происходит цикл нагнетания жидкости из внутренней полости 21′ ниже дополнительного поршня 14′ дополнительного цилиндра 12′ через дополнительный нагнетательный клапан 6′ по дополнительному кольцевому каналу 8′ и надпакерное пространство 9′ в нефтеносный пласт 3′, а в основной скважине 2 - цикл всасывания из водоносного пласта 1 через подпакерное пространство 17 и основной всасывающий клапан 7 во внутреннюю полость 21 ниже основного поршня 14 основного цилиндра 12. При этом в дополнительной скважине 2′ происходит нагнетание нефти в дополнительную колонну труб 5′ (приводной поршень 11, перемещаясь слева направо, вытесняет жидкость из внутренней полости поршневого насоса 10). В результате давление нефти внутри дополнительной колонны труб 5′ повышается, что вызывает перемещение дополнительного штока 15′ вниз, а следовательно, и жестко связанного с ним снизу дополнительного поршня 14′, который, перемещаясь вниз, сжимает дополнительную пружину 13′ и вытесняет жидкость из внутренней полости 21′ ниже дополнительного поршня 14′ дополнительного цилиндра 12′.

Далее вытесненная из внутренней полости 21′ дополнительного цилиндра 12′ жидкость, благодаря тому что дополнительный всасывающий клапан 7′ закрывается, а дополнительный нагнетательный клапан 6′ открывается, по дополнительному кольцевому каналу 8′ через надпакерное пространство 9′ выше дополнительного пакера 4′ попадает в нефтеносный пласт 3′, при этом внутренняя полость 18′ дополнительного цилиндра 12′ выше дополнительного поршня 14′ заполняется жидкостью из подпакерного пространства 17′ дополнительной скважины 2′ сквозь технологические отверстия 19′ дополнительного цилиндра 12′.

Цикл нагнетания жидкости в нефтеносный пласт 3′ дополнительной скважины 2′ продолжается до тех пор, пока приводной поршень 11 не достигнет крайнего правого положения в поршневом насосе 10.

Одновременно с процессом нагнетания в дополнительной скважине 2′, описанным выше, происходит процесс всасывания в основной скважине 2 из-за того, что в процессе перемещения приводного поршня 11 в поршневом насосе 10 слева направо происходит заполнение (втягивание) внутренней полости поршневого насоса 10 перед приводным поршнем 11 рабочей жидкостью из основной колонны труб 5.

В основной колонне труб 5 происходит падение давления. Основной поршень 14 за счет возвратной силы основной пружины 13 поднимается вверх, при этом основной всасывающий клапан 7 открывается и происходит заполнение внутренней полости 21 основного цилиндра 12 ниже основного поршня 14 жидкостью из подпакерного пространства 17 основной скважины 2, при этом основной нагнетательный клапан 6 закрывается.

В процессе перемещения основного поршня 14 в основном цилиндре 12 вверх, находящаяся во внутренней полости 18 основного цилиндра 12 выше основного поршня 14 жидкость через технологические отверстия 19 вытесняется в подпакерное пространство 17 основной скважины 2.

Цикл всасывания жидкости в основной скважине 2 прекращается одновременно с циклом нагнетания в дополнительной скважине 2′ тогда, когда приводной поршень 11 в поршневом насосе 10 достигнет крайнего правого положения.

В дальнейшем цикл работы установки повторяется. В процессе циклической закачки жидкости в нефтеносные пласты 3 и 3′ может закончиться жидкость в одной или сразу в обоих подпакерных пространствах 17 и 17′ основной 2 и дополнительной 2′ скважин соответственно.

Это произойдет, если производительность поршневого насоса 10 превышает дебит (отдачу) жидкости водоносных пластов 1 и 1′ во внутренние пространства 17 и 17′ основной 2 и дополнительной 2′ скважин соответственно.

По окончании жидкости во внутреннем пространстве 17 основной скважины 2 и/или во внутреннем пространстве 17′ дополнительной скважины 2′ прекращается заполнение жидкостью внутренней полости 21 основного цилиндра 12 ниже основного поршня 14 и/или внутренней полости 21′ дополнительного цилиндра 12′ ниже дополнительного поршня 14′, в связи с чем уменьшается нагрузка на приводе, приводящем в действие приводной поршень 11 поршневого насоса 10, в ту или другую сторону, на что реагирует датчик нагрузки (на чертеже не показано). Датчик нагрузки подает сигнал на пульт управления для отключения привода при достижении минимальной нагрузки на приводе приводного штока 22, перемещающем приводной поршень 11 поршневого насоса 10.

Установка отключается на время заполнения внутреннего пространства 17 основной скважины 2 жидкостью из водоносного пласта 1 и/или внутреннего пространства 17′ дополнительной скважины 2′ жидкостью из водоносного пласта 1′, при этом в процессе заполнения происходит тестирование нагрузки на приводном штоке 22, приводящем в действие приводной поршень 11 поршневого насоса 10.

Нагрузка на приводе приводного штока 22, приводящего в действие приводной поршень 11 поршневого насоса 10, увеличивается по мере заполнения внутреннего пространства 17 основной скважины 2 жидкостью и/или внутреннего пространства 17′ дополнительной скважины 2′ жидкостью из водоносного пласта 1′ и по мере достижения максимальной нагрузки на приводе приводного штока 22, приводящего в действие приводной поршень 11 поршневого насоса 10, датчик дает сигнал на пульт управления на включение привода и установка начинает снова работать.

В предлагаемой установке для закачки жидкости из водоносных пластов скважин в нефтеносные пласты рабочая жидкость герметично разделена от жидкости, закачиваемой из водоносных пластов в нефтеносные пласты, а поскольку в процессе работы они не контактируют друг с другом, то это позволяет повысить эффективность работы установки и избежать частой замены рабочей жидкости, что сокращает материальные затраты в процессе эксплуатации установки. Кроме того, использование установки на две скважины позволяет сократить затраты потребляемой электроэнергии.

Установка для закачки жидкости из водоносного пласта скважин в нефтеносный пласт, содержащая насос, основные скважину, пакер, колонну труб с нагнетательным и всасывающим клапанами, размещенными соответственно ниже и выше пакера, отличающаяся тем, что основной нагнетательный клапан расположен выше основного всасывающего и снабжен снаружи основной колонны труб основным кольцевым каналом, сообщающим его с надпакерным пространством основной скважины, при этом основная колонна труб выше основного нагнетательного клапана снабжена основными цилиндром с подпружиненным вверх поршнем со штоком, причем основной шток расположен вверху основного поршня и герметично выведен из основного цилиндра в основную колонну труб, а внутренняя полость основного цилиндра выше основного поршня сообщена с внутренним пространством основной скважины, расположенным ниже основного пакера, при этом установка снабжена дополнительными скважиной, пакером, колонной труб с нагнетательным и всасывающим клапанами, кольцевым каналом и подпружиненными вверх поршнем со штоком, которые взаимосвязаны аналогично основным, причем насос выполнен поршневым и сообщен одной частью внутреннего пространства, разделенного приводным поршнем, с основной колонной труб, а другой частью - с дополнительной колонной труб.