Способ скважинной добычи нефти и установка для его реализации



Способ скважинной добычи нефти и установка для его реализации
Способ скважинной добычи нефти и установка для его реализации
Способ скважинной добычи нефти и установка для его реализации
Способ скважинной добычи нефти и установка для его реализации
Способ скважинной добычи нефти и установка для его реализации
Способ скважинной добычи нефти и установка для его реализации
Способ скважинной добычи нефти и установка для его реализации

 


Владельцы патента RU 2496973:

Государственное высшее учебное заведение Национальный горный университет (UA)

Группа изобретений относится к добыче нефти и может быть применена независимо от геолого-технических характеристик добывающих скважин, а также физико-химических показателей добываемой нефти. Обеспечивает усовершенствование способа добычи и установки для его реализации за счет уменьшения, вплоть до полного исключения, случаев заклинивания плунжера в цилиндре скважинного насоса и обрыва колонны штанг, существенного снижения изнашивания плунжера и цилиндра скважинного насоса. Сущность изобретения: способ включает подачу рабочего агента в пласт нефтяной залежи через нагнетательные скважины и дебит нефти из пласта в добывающую скважину. Согласно изобретению предварительно задают диапазон изменения уровня рабочего агента в колонне насосно-компрессорных труб, подают рабочий агент в колонну насосно-компрессорных труб, обеспечивают возвратно-поступательное движение плунжера в цилиндре скважинного насоса, вводят нефть из добывающей скважины в цилиндр скважинного насоса через всасывающий клапан при увеличении объема всасывающе-нагнетательной полости скважинного насоса, подают рабочий агент из насосно-компрессорной колонны труб в цилиндр скважинного насоса при увеличении объема всасывающе-нагнетательной полости скважинного насоса, вытесняют плунжером сосредоточенные во всасывающе-нагнетательной полости скважинного насоса нефть и рабочий агент через нагнетательный клапан в нефтепровод. Контролируют уровень рабочего агента в насосно-компрессорной колонне труб и обеспечивают изменение контролируемого уровня в пределах заданного диапазона путем подачи рабочего агента в насосно-компрессорную колонну труб. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 7 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено независимо от геолого-технических характеристик добывающих скважин, а также физико-химических показателей добываемой нефти.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачивание рабочего агента и раствора поверхностно-активного вещества через нагнетательные скважины, дополнительное закачивание широкой фракции легких углеводородов и раствора поверхностно-активного вещества при закачивании раствора поверхностно-активного вещества, при этом закачивание первого раствора поверхностно-активного вещества проводят при постепенном снижении давления закачивания и сохранении приемистости скважины, а закачивание широкой фракции легких углеводородов выполняют при установившемся режиме. Кроме того, объемы закачивания первого раствора поверхностно-активного вещества, широкой фракции легких углеводородов и второго раствора поверхностно-активного вещества составляют соответственно 0,2-0,6, 3-6 и 0,01-0,05% пористого объема пласта, (патент Российской Федерации №2103492, кл. Е21В 43/22, 1998 г.)

Недостатками известного способа являются низкая надежность и работоспособность расположенного в добывающих скважинах технического оборудования, что обусловливает низкую эффективность скважинной разработки нефтяных месторождений.

Известна установка для добычи и внутрискважинной обработки нефти, содержащая скважинный насос с насосно-компрессорной колонной труб, контейнер с перепускным клапаном и механизм регулирования подачи реагента с клапаном, при этом внутренний объем контейнера сообщен со всасывающей полостью скважинного насоса, а механизм регулирования подачи реагента выполнен в виде установленных один над другим сообщенных между собой полых цилиндров с седлами под клапан. Кроме того, перепускной клапан расположен в нижней части контейнера. (а.с. СССР №926245, кл. Е21В 43/00, 1982 г.)

Недостатками известной установки являются невозможность достижения качественного фильтрования от механических примесей нефти, перед ее поступлением в скважинный насос, при длительных периодах работы скважинного фильтра без его технического обслуживания, ограниченный объем сосредоточенного в контейнере реагента и невозможность пополнения в присоединенном к скважинному насосу контейнере реагента без демонтажа насосно-компрессорной колонны труб, что обусловливает низкую эффективность добычи нефти, а также возможность попадания сосредоточенных в нефти механических примесей между стенками цилиндра и плунжером, что приводит к заклиниванию плунжера в цилиндре с последующим возможным обрывом штанг, а также быстрому изнашиванию клапанов, плунжера, колонны. насосно-компрессорных труб и сальника устья, что обусловливает низкую надежность и работоспособность расположенного в добывающих скважинах оборудования.

Наиболее близким технологическим решением является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и периодическое закачивание рабочего агента и раствора полимера через нагнетательные скважины, переведение на поздней стадии разработки нефтяной залежи части обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные и определение в них коэффициента производительности, закачивание через нагнетательные скважины в пласт нефтяной залежи раствора полимера с вязкостью, пропорциональной отношению коэффициента производительности данной скважины к среднему коэффициенту производительности скважин по нефтяной залежи или участку нефтяной залежи, при этом обеспечивают эквивалентность соотношений производительностей скважин и вязкостей закачиваемых в скважину растворов полимеров. Кроме того, при отношении коэффициента производительности скважины к среднему коэффициенту производительности от 2,5 до 5,0 осуществляют закачивание через нагнетательную скважину полимердисперсной системы, (патент Российской Федерации №2105871, кл. Е21В 43/22, 1998 г.)

Недостатками наиболее близкого технологического решения являются низкая надежность и работоспособность расположенного в добывающих скважинах технического оборудования, что обусловливает низкую эффективность скважинной разработки нефтяных залежей.

Наиболее близким технологическим решением является штанговая скважинно-насосная установка, содержащая обсаженную эксплуатационной колонной труб добывающую скважину, насосно-компрессорную колонну труб, расположенные в добывающей скважине всасывающий и нагнетательный клапаны, крестовину, присоединенный к колонне насосно-компрессорных труб и образованный цилиндром и установленным в нем плунжером скважинный насос, оборудованный управляемой задвижкой и сообщенный с колонной насосно-компрессорных труб нефтепровод, насосные штанги, оборудованный управляемой задвижкой и обратным клапаном сообщенный с нефтепроводом и эксплуатационной колонной труб патрубок, тройник, оборудованный управляемой задвижкой устьевой патрубок, устьевой сальник, оборудованный управляемой задвижкой и присоединенный к крестовине патрубок, устьевой шток, канатную подвеску, балансир, стойку, головку балансира, балансирный груз, шатун, кривошип, кривошипный груз, редуктор, ведомый и тормозной шкивы, клиноременную передачу, электродвигатель на поворотной салазке, ведущий шкив, раму и блок управления. (Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. - М.: Недра, 1990. - С.290-292)

Недостатками наиболее близкого технологического решения являются возможность попадания сосредоточенных в нефти механических примесей между стенками цилиндра и плунжером, что приводит к заклиниванию плунжера в цилиндре с последующим возможным обрывом штанг, а также быстрому изнашиванию клапанов, плунжера, колонны насосно-компрессорных труб и устьевого сальника, что обусловливает низкую надежность расположенного в добывающих скважинах оборудования и, как следствие, низкую эффективность добычи нефти.

В основу изобретения поставлена задача усовершенствования способа скважинной добычи нефти, в котором путем введения дополнительных технологических операций в известную конструктивную схему обеспечивается повышение надежности и работоспособности расположенного в добывающих скважинах оборудования за счет уменьшения количества, вплоть до полного исключения, случаев заклинивания плунжера в цилиндре скважинного насоса и обрыва колонны штанг, а также существенного снижения изнашивания плунжера и цилиндра скважинного насоса, всасывающего и нагнетательного клапанов, колонны насосно-компрессорных труб и устьевого сальника при сохранении преимуществ традиционной схемы откачки нефти.

Поставленная задача решается таким образом, что известный способ скважинной добычи нефти, включающий подачу рабочего агента в пласт нефтяной залежи через нагнетательные скважины и дебит нефти из пласта в добывающую скважину, который в соответствии с изобретением отличается тем, что предварительно задают диапазон изменения уровня рабочего агента в колонне насосно-компрессорных труб, подают рабочий агент в колонну насосно-компрессорных труб, обеспечивают возвратно-поступательное движение плунжера в цилиндре скважинного насоса, вводят нефть из добывающей скважины в цилиндр скважинного насоса через всасывающий клапан при увеличении объема всасывающе-нагнетательной полости скважинного насоса, подают рабочий агент из насосно-компрессорной колонны труб в цилиндр скважинного насоса при увеличении объема всасывающе-нагнетательной полости скважинного насоса, вытесняют плунжером сосредоточенные во всасывающе-нагнетательной полости скважинного насоса нефть и рабочий агент через нагнетательный клапан в нефтепровод, контролируют уровень рабочего агента в насосно-компрессорной колонне труб и обеспечивают изменение контролируемого уровня в пределах заданного диапазона путем подачи рабочего агента в насосно-компрессорную колонну труб. Кроме того, подачу рабочего агента из насосно-компрессорной колонны труб во всасывающе-нагнетательную полость скважинного насоса выполняют через всасывающий клапан, а также через стенку цилиндра скважинного насоса. Кроме того, в процессе увеличения объема всасывающе-нагнетательной полости скважинного насоса, подачу рабочего агента в цилиндр скважинного насоса выполняют периодически.

В основу изобретения поставлена задача усовершенствования установки для скважинной добычи нефти, в которой путем введения дополнительных элементов в известную конструктивную схему обеспечивается повышение надежности и работоспособности расположенного в добывающих скважинах оборудования за счет уменьшения количества, вплоть до полного исключения, случаев заклинивания плунжера в цилиндре скважинного насоса и обрыва колонны штанг, а также существенного снижения изнашивания плунжера и цилиндра скважинного насоса, всасывающего и нагнетательного клапанов, колонны насосно-компрессорных труб и устьевого сальника при сохранении преимуществ традиционной схемы откачки нефти и рациональной конфигурации технических средств.

Поставленная задача решается таким образом, что известная установка для скважинной добычи нефти, содержащая обсаженную эксплуатационной колонной труб добывающую скважину, заведенную в добывающую скважину колонну насосно-компрессорных труб, оборудованный управляемой задвижкой устьевой патрубок, присоединенный к колонне насосно-компрессорных труб и образованный цилиндром и установленным в нем плунжером скважинный насос, расположенные в добывающей скважине всасывающий и нагнетательный клапаны, оборудованный управляемой задвижкой и подведенный к эксплуатационной колонне труб нефтепровод, расположенную в верхней части эксплуатационной колонны труб крестовину, оборудованный управляемой задвижкой и присоединенный к крестовине патрубок, соединенную с плунжером колонну штанг, оборудованный управляемой задвижкой и обратным клапаном сообщенный с нефтепроводом и эксплуатационной колонной труб патрубок, которая в соответствии с изобретением отличается тем, что плунжер содержит сообщенные с внутренним объемом колонны насосно-компрессорных труб внутренние каналы, цилиндр скважинного насоса сообщен через оборудованный жиклером патрубок с зоной сообщения добывающей скважины и всасывающего клапана, нефтепровод заведен в добывающую скважину и сообщен со всасывающе-нагнетательной полостью скважинного насоса, внутренние каналы плунжера имеют выход на боковую поверхность плунжера, нагнетательный клапан установлен в трубном ставе нефтепровода, внутренний объем колонны насосно-компрессорных труб сообщен через оборудованный обратным клапаном патрубок и жиклер с цилиндром скважинного насоса, а устьевой патрубок сообщен с колонной насосно-компрессорных труб. Кроме того, внутренний объем колонны насосно-компрессорных труб дополнительно сообщен через оборудованный соответствующим обратным клапаном вспомогательный патрубок и жиклер с цилиндром скважинного насоса, перед входным сечением всасывающего клапана установлен фильтр, а устьевой патрубок оборудован дополнительной управляемой задвижкой. Кроме того, в верхней части колонны насосно-компрессорных труб установлен устьевой сальник, а колонна штанг соединена через устьевой шток, динамометр и канатную подвеску со станком-качалкой, или колонна насосно-компрессорных труб содержит дополнительный рабочий цилиндр и дополнительный скважинный насос с всасывающим и нагнетательным трубопроводами, в дополнительном рабочем цилиндре расположен поршень со штоком, всасывающий трубопровод дополнительного скважинного насоса сообщен с внутренним объемом колонны насосно-компрессорных труб, шток расположенного в дополнительном рабочем цилиндре поршня соединен с колонной штанг, нагнетательный трубопровод дополнительного скважинного насоса сообщен через гидрораспределитель и соответствующие патрубки с поршневой и штоковой полостями дополнительного рабочего цилиндра, расположенные выше и ниже зоны расположения дополнительного скважинного насоса и дополнительного рабочего цилиндра части колонны насосно-компрессорных труб сообщены между собой и с гидрораспределителем через соответствующие патрубки, сигнализаторы уровня жидкости установлены в колонне насосно-компрессорных труб, в ставе насосно-компрессорных труб расположена камера, гидрораспределитель сообщен с поршневой и штоковой полостями дополнительного рабочего цилиндра через дополнительные патрубки, дополнительный скважинный насос установлен в камере, дополнительные патрубки через оборудованные соответствующими обратными клапанами отдельные патрубки сообщены с дополнительным рабочим цилиндром, а камера сообщена с добывающей скважиной через соответствующий патрубок.

На фигурах 1-3 приведена схема установки для скважинной добычи нефти, а на фигурах 4 и 5-7 представлены схемы возможного ее привода.

Установка для скважинной добычи нефти содержит обсаженную эксплуатационной колонной труб 1 добывающую скважину 2, заведенную в добывающую скважину 2 колонну насосно-компрессорных труб 3, оборудованный управляемыми задвижками 4 и 5 устьевой патрубок 6, присоединенный к колонне насосно-компрессорных труб 3 и образованный цилиндром 7 и установленным в нем плунжером 8 скважинный насос 9, расположенные в добывающей скважине 2 всасывающий 10 и нагнетательный 11 клапаны, оборудованный управляемой задвижкой 12 и подведенный к эксплуатационной колонне труб 1 нефтепровод 13, расположенную в верхней части эксплуатационной колонны труб 1 крестовину 14, оборудованный управляемой задвижкой 15 и присоединенный к крестовине 14 патрубок 16, соединенную с плунжером 8 колонну штанг 17, оборудованный управляемой задвижкой 18 и обратным клапаном 19 сообщенный с нефтепроводом 13 и эксплуатационной колонной труб 1 патрубок 20, при этом плунжер 8 содержит сообщенные с внутренним объемом колонны насосно-компрессорных труб 3 внутренние каналы 21, цилиндр 7 сообщен через оборудованный жиклером 22 патрубок 23 с зоной сообщения добывающей скважины 2 и всасывающего клапана 10, нефтепровод 13 заведен в добывающую скважину 2 и сообщен с всасывающе-нагнетательной полостью 24 скважинного насоса 9, внутренние каналы 21 плунжера 8 имеют выход на боковую поверхность плунжера 8, нагнетательный клапан 11 установлен в ставе нефтепровода 13, внутренний объем колонны насосно-компрессорных труб 3 сообщен через оборудованный обратным клапаном 25 патрубок 26 и жиклер 27 с цилиндром 7 скважинного насоса 9, а устьевой патрубок 6 сообщен с колонной насосно-компрессорных труб 3. Кроме того, внутренний объем колонны насосно-компрессорных труб 3 дополнительно сообщен через оборудованный соответствующим обратным клапаном 28 вспомогательный патрубок 29 и жиклер 30 с цилиндром 7 скважинного насоса 9, а перед входным сечением всасывающего клапана 10 установлен фильтр 31 (см. фиг.3).

При использовании станка-качалки в качестве привода скважинного насоса 9 в верхней части колонны насосно-компрессорных труб 3 установлен устьевой сальник 32, а колонна штанг 17 соединена через устьевой шток 33, динамометр 34 и канатную подвеску 35 со станком-качалкой 36 (см. фиг.4).

В случае применения гидропривода скважинного насоса 9 (см. фиг.5-7) колонна насосно-компрессорных труб 3 содержит дополнительный рабочий цилиндр 37 и дополнительный скважинный насос 38 с всасывающим 39 и нагнетательным 40 трубопроводами, в дополнительном рабочем цилиндре 37 расположен поршень 41 со штоком 42, всасывающий трубопровод 39 дополнительного скважинного насоса 38 сообщен с внутренним объемом колонны насосно-компрессорных труб 3, шток 42 поршня 41 соединен с колонной штанг 17, нагнетательный трубопровод 40 дополнительного скважинного насоса 38 сообщен через гидрораспределитель 43 и соответствующие патрубки 44 и 45 с поршневой 46 и штоковой 47 полостями дополнительного рабочего цилиндра 37, расположенные выше и ниже зоны расположения дополнительного скважинного насоса 38 и дополнительного рабочего цилиндра 37 части колонны насосно-компрессорных труб 3 сообщены между собой и с гидрораспределителем 43 через соответствующие патрубки 48 и 49, а сигнализаторы уровня жидкости 50 и 51 установлены в колонне насосно-компрессорных труб 3. Кроме того, дополнительный скважинный насос 38 расположен в установленной в ставе насосно-компрессорных труб 3 камере 52, которая, в свою очередь, сообщена с добывающей скважиной 2 через соответствующий патрубок 53. Кроме того, гидрораспределитель 43 сообщен с поршневой 46 и штоковой 47 полостями дополнительного рабочего цилиндра 37 через дополнительные патрубки 54 и 55, которые, в свою очередь, через оборудованные соответствующими обратными клапанами 56 и 57 отдельные патрубки 58 и 59 дополнительно сообщены с дополнительным рабочим цилиндром 37. Одни из возможных вариантов конструкции гидрораспределителя 43 и механизма его переключения приведены соответственно на фиг.6, а и б.

Способ посредством установки для скважинной добычи нефти реализуется следующим образом.

Предварительно задают диапазон изменения уровня рабочего агента в колонне насосно-компрессорных труб 3. Перед запуском установки для скважинной добычи нефти все управляемые задвижки 4, 5, 12, 15 и 18 полностью закрыты.

Выполняют подготовку установки для скважинной добычи нефти к запуску. При этом открывают управляемые задвижки 4, 5 и подают через устьевой патрубок 6 в колонну насосно-компрессорных труб 3 рабочий агент.

Запускают привод скважинного насоса 9. В случае использования станка-качалки в качестве привода скважинного насоса 9 выполняют запуск станка-качалки 36. Станок-качалка 36 через канатную подвеску 35, динамометр 34, устьевой шток 33 и колонну штанг 17 (см. фиг.4) обеспечивает обратно-поступательное движение плунжера 8 в цилиндре 7.

Применение традиционных станков-качалок предусматривает использование длинных колонн штанг, что приводит к образованию в их материале высоких напряжений. Это значительно повышает опасность обрыва штанг, что предусматривает выполнение сложного подземного ремонта оборудования. Предложенная в заявке установка для скважинной добычи нефти предусматривает возможность реализации также гидропривода скважинного насоса 9.

При применении гидропривода скважинного насоса 9 (см. фиг.5-7) выполняют запуск дополнительного скважинного насоса 38. В дополнительный скважинный насос 38 по всасывающему трубопроводу 39 из колонны насосно-компрессорных труб 3 поступает рабочий агент. Образованный дополнительным скважинным насосом 38 поток рабочего агента по нагнетательному трубопроводу 40 движется в гидрораспределитель 43. Гидрораспределитель 43 направляет поток рабочего агента через соответствующий патрубок 45 в штоковую полость 47 (см. фиг.5 и 6, а) дополнительного рабочего цилиндра 37. Это приводит к движению поршня 41 со штоком 42, колонны штанг 17 и плунжера 8 в направлении от всасывающего клапана 10. При подаче рабочего агента в штоковую полость 47 дополнительного рабочего цилиндра 37 происходит вытеснение поршнем 41 сосредоточенного в поршневой полости 46 рабочего агента через соответствующий патрубок 44, гидрораспределитель 43 и патрубки 49, 48 в колонну насосно-компрессорных труб 3. После сообщения штоковой полости 47 с дополнительным патрубком 55, что отвечает верхней мертвой точке подъема поршня 41, рабочий агент из штоковой полости 47 по дополнительному патрубку 55 поступает в гидрораспределитель 43 и выполняет переключение его положения. В процессе изменения положения гидрораспределителя 43, сосредоточенный в механизме его переключения (см. фиг.6, б) рабочий агент отводится через дополнительный патрубок 54, отдельный патрубок 58, обратный клапан 56, поршневую полость 46, патрубок 44, гидрораспределитель 43 (см. фиг.6, а) и патрубки 49, 48 в колонну насосно-компрессорных труб 3. Переключение положения гидрораспределителя 43 приводит к направлению потока нагнетательного трубопровода 40 через соответствующий патрубок 44 в поршневую полость 46 дополнительного рабочего цилиндра 37. Это приводит к движению поршня 41 со штоком 42, колонны штанг 17 и плунжера 8 по направлению к всасывающему клапану 10. При подаче рабочего агента в поршневую полость 46 дополнительного рабочего цилиндра 37 происходит вытеснение поршнем 41 сосредоточенного в штоковой полости 47 рабочего агента через соответствующий патрубок 45, гидрораспределитель 43 и патрубки 49, 48 в колонну насосно-компрессорных труб 3. После сообщения поршневой полости 46 с дополнительным патрубком 54, что соответствует нижней мертвой точке опускания поршня 41, рабочий агент из поршневой полости 46 по дополнительному патрубку 54 поступает в гидрораспределитель 43 и выполняет переключение его положения. Во время изменения положения гидрораспределителя 43, сосредоточенный в механизме его переключения рабочий агент отводится через дополнительный патрубок 55, отдельный патрубок 59, обратный клапан 57, штоковую полость 47, патрубок 45, гидрораспределитель 43 и патрубки 49, 48 в колонну насосно-компрессорных труб 3. Переключение положения гидрораспределителя 43 приводит к направлению потока нагнетательного трубопровода 40 через соответствующий патрубок 45 в штоковую полость 47 дополнительного рабочего цилиндра 37. Дальше процесс обратно-поступательного движения поршня 41 в дополнительном рабочем цилиндре 37 циклически повторяется.

При предложенной системе гидропривода плунжера 8 скважинного насоса 9 дополнительный скважинный насос 38 работает на жидкости без механических примесей, что значительно улучшает условия его эксплуатации и повышает его надежность. Автоматическая работа гидрораспределителя 46 улучшает процесс управления установкой. Использование предложенной в данной заявке системы гидропривода плунжера 8 скважинного насоса 9 дает возможность избавиться от метало- и энергоемких станков-качалок, а также длинных колонн штанг при сохранении преимуществ традиционной схемы откачки нефти.

Для обеспечения движения поршня 41 в дополнительном рабочем цилиндре 37 можно использовать вместо рабочего агента масляную эмульсию. В этом случае в ставе колонны насосно-компрессорных труб 3 размещают аккумулятор, который заполняют масляной эмульсией. Всасывающий трубопровод 39 дополнительного скважинного насоса 38 соединяют с аккумулятором, а патрубок 49 присоединяют не к патрубку 48, а к аккумулятору. Но такая конфигурация технических средств приводит к снижению надежности функционирования системы гидропривода скважинного насоса 9. Поэтому целесообразно использовать рабочий агент в рассмотренной системе гидропривода при изготовлении ее составных элементов из стойкой к агрессивным жидкостям нержавеющей стали.

В процессе движения поршня 41 к верхней мертвой точке его подъема, при подаче рабочего агента в штоковую полость 47 дополнительного рабочего цилиндра 37, происходит увеличение объема всасывающе-нагнетательной полости 24 скважинного насоса 9. При этом происходит открытие всасывающего клапана 10 и поступление нефти из добывающей скважины 2 в цилиндр 7 скважинного насоса 9. В случае сообщения внутренних каналов 21 плунжера 8 с патрубком 23 происходит подача под гидростатическим давлением рабочего агента из колонны насосно-компрессорных труб 3 через внутренние каналы 21 плунжера 8, патрубок 23, жиклер 22, зону сообщения добывающей скважины 2 с всасывающим клапаном 10, всасывающий клапан 10 во всасывающе-нагнетательную полость 24 скважинного насоса 9 (см. фиг.1). Прохождение потока рабочего агента под высоким напором через зону сообщения добывающей скважины 2 с всасывающим клапаном 10 способствует поступлению нефти во всасывающе-нагнетательную полость 24 скважинного насоса 9, а также обеспечивает промывание всасывающего клапана 10. После прерывания сообщения внутренних каналов 21 плунжера 8 с патрубком 23 вследствие дальнейшего движения плунжера 8, происходит сообщение колонны насосно-компрессорных труб 3 через оборудованный обратным клапаном 25 патрубок 26 и жиклер 27 с цилиндром 7. Это приводит к обмыванию рабочим агентом, под его гидростатическим давлением, нижней поверхности плунжера 8. Одновременно с поступлением рабочего агента через патрубок 26, обратный клапан 25 и жиклер 27 в цилиндр 7 происходит закрытие всасывающего клапана 10. Применение дополнительного сообщения внутреннего объема колонны насосно-компрессорных труб 3 через оборудованный соответствующим обратным клапаном 28 вспомогательный патрубок 29 и жиклер 30 с цилиндром 7 (см. фиг.3) позволит уравновесить горизонтальные нагрузки на плунжер 8, что уменьшит изнашивание внутренней поверхности цилиндра 7.

Расстояние между проекциями зон сообщения жиклера 27 и патрубка 23 с цилиндром 7 на траекторию движению плунжера 8 влияет на период введения рабочего агента в цилиндр 7 скважинного насоса 9. Поэтому, зоны сообщения жиклера 27 и патрубка 23 с цилиндром 7 целесообразно располагать так, чтобы подача рабочего агента из колонны насосно-компрессорных труб 3 через оборудованный обратным клапаном 25 патрубок 26 и жиклер 27 в цилиндр 7 происходила сразу после завершения подачи рабочего агента из колонны насосно-компрессорных труб 3 через патрубок 23, жиклер 22 и всасывающий клапан 10 во всасывающе-нагнетательную полость 24 скважинного насоса 9 (см. фиг.1, 3). Это приведет к закрытию всасывающего клапана 10 сразу после его промывки рабочим агентом, а также образованию между сосредоточенной во всасывающе-нагнетательной полости 24 скважинного насоса 9 нефтью и нижней поверхностью плунжера 8 слоя рабочего агента.

В процессе движения поршня 41 к нижней мертвой точке его опускания, во время подачи рабочего агента в поршневую полость 46 дополнительного рабочего цилиндра 37, происходит уменьшение объема всасывающе-нагнетательной полости 24 скважинного насоса 9. В этом случае происходит открытие нагнетательного клапана 11 и поступление нефти из всасывающе-нагнетательной полости 24 скважинного насоса 9 в нефтепровод 13 при закрытом всасывающем клапане 10. Вытеснению сосредоточенного в цилиндре 7 между нижней поверхностью плунжера 8 и нефтью рабочего агента через жиклер 27 и патрубок 26 в колонну насосно-компрессорных труб 3 препятствует обратный клапан 25. После вытеснения нефти из всасывающе-нагнетательной полости 24 скважинного насоса 9, в нефтепровод 13 начинает поступать рабочий агент, который выполняет промывку нагнетательного клапана 11.

После достижения поршнем 41 нижней мертвой точки его опускания происходит подача рабочего агента в штоковую полость 47 дополнительного рабочего цилиндра 37, что приводит к увеличению объема всасывающе-нагнетательной полости 24 скважинного насоса 9. Далее процесс обратно-поступательного движения плунжера 8 в цилиндре 7 скважинного насоса 9 циклически повторяется.

Во время работы установки контролируют уровень рабочего агента в насосно-компрессорной колонне труб 3. В случае использования станка-качалки 36, уровень рабочего агента в насосно-компрессорной колонне труб 3 можно определять исходя из величины нагрузки на колонну штанг 17, которая измеряется динамометром 34 (см. фиг.4). При использовании гидропривода скважинного насоса 9, контролирование уровня рабочего агента в насосно-компрессорной колонне труб 3 выполняют посредством сигнализаторов уровня жидкости 50 и 51 (см. фиг.7).

Обеспечивают изменение контролируемого уровня в пределах заданного диапазона путем открытия управляемых задвижек 4 и 5, с последующей подачей рабочего агента через устьевой патрубок 6 в колонну насосно-компрессорных труб 3.

Таким образом, обеспечивается повышение надежности и работоспособности расположенного в добывающих скважинах оборудования за счет уменьшения количества, вплоть до полного исключения, случаев заклинивания плунжера 8 в цилиндре 7 скважинного насоса 9 с последующим возможным обрывом колонны штанг 17, а также существенного снижения изнашивания плунжера 8 и цилиндра 7 скважинного насоса 9, всасывающего 10 и нагнетательного 11 клапанов, колонны насосно-компрессорных труб 3 и устьевого сальника 32 при сохранении преимуществ традиционной схемы откачки нефти и рациональной конфигурации технических средств.

При остановке установки для скважинной добычи нефти, в зависимости от типа привода плунжера 8 скважинного насоса 9, выполняют остановку станка-качалки 36, или дополнительного скважинного насоса 38, с дальнейшим закрытием всех управляемых задвижек 4, 5, 12, 15 и 18.

Применение заявляемого изобретения позволит повысить эффективность скважинной добычи нефти в результате улучшения условий эксплуатации расположенного в добывающих скважинах технического оборудования и, как следствие, сокращения количества его ремонтов, связанных с необходимостью длительного и трудоемкого демонтажа с последующим монтажом колонны насосно-компрессорных труб.

1. Способ скважинной добычи нефти, включающий подачу рабочего агента в пласт нефтяной залежи через нагнетательные скважины и дебит нефти из пласта в добывающую скважину, отличающийся тем, что предварительно задают диапазон изменения уровня рабочего агента в колонне насосно-компрессорных труб, подают рабочий агент в колонну насосно-компрессорных труб, обеспечивают возвратно-поступательное движение плунжера в цилиндре скважинного насоса, вводят нефть из добывающей скважины в цилиндр скважинного насоса через всасывающий клапан при увеличении объема всасывающе-нагнетательной полости скважинного насоса, подают рабочий агент из насосно-компрессорной колонны труб в цилиндр скважинного насоса при увеличении объема всасывающе-нагнетательной полости скважиннрго насоса, вытесняют плунжером сосредоточенные во всасывающе-нагнетательной полости скважинного насоса нефть и рабочий агент через нагнетательный клапан в нефтепровод, контролируют уровень рабочего агента в насосно-компрессорной колонне труб и обеспечивают изменение контролируемого уровня в пределах заданного диапазона путем подачи рабочего агента в насосно-компрессорную колонну труб.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что подачу рабочего агента из насосно-компрессорной колонны труб во всасывающе-нагнетательную полость скважинного насоса выполняют через всасывающий клапан, а также через стенку цилиндра скважинного насоса.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что в процессе увеличения объема всасывающе-нагнетательной полости скважинного насоса подачу рабочего агента в цилиндр скважинного насоса выполняют периодически.

4. Установка для скважинной добычи нефти, содержащая обсаженную эксплуатационной колонной труб добывающую скважину, заведенную в добывающую скважину колонну насосно-компрессорных труб, оборудованный управляемой задвижкой устьевой патрубок, присоединенный к колонне насосно-компрессорных труб и образованный цилиндром и установленным в нем плунжером скважинный насос, расположенные в добывающей скважине всасывающий и нагнетательный клапаны, оборудованный управляемой задвижкой и подведенный к эксплуатационной колонне труб нефтепровод, расположенную в верхней части эксплуатационной колонны труб крестовину, оборудованный управляемой задвижкой и присоединенный к крестовине патрубок, соединенную с плунжером колонну штанг, оборудованный управляемой задвижкой и обратным клапаном сообщенный с нефтепроводом и эксплуатационной колонной труб патрубок, которая отличается тем, что плунжер содержит сообщенные с внутренним объемом колонны насосно-компрессорных труб внутренние каналы, цилиндр скважинного насоса сообщен через оборудованный жиклером патрубок с зоной сообщения добывающей скважины и всасывающего клапана, нефтепровод заведен в добывающую скважину и сообщен со всасывающе-нагнетательной полостью скважинного насоса, внутренние каналы плунжера имеют выход на боковую поверхность плунжера, нагнетательный клапан установлен в трубном ставе нефтепровода, внутренний объем колонны насосно-компрессорных труб сообщен через оборудованный обратным клапаном патрубок и жиклер с цилиндром скважинного насоса, а устьевой патрубок сообщен с колонной насосно-компрессорных труб.

5. Установка по п.4, отличающаяся тем, что внутренний объем колонны насосно-компрессорных труб дополнительно сообщен через оборудованный соответствующим обратным клапаном вспомогательный патрубок и жиклер с цилиндром скважинного насоса, перед входным сечением всасывающего клапана установлен фильтр, а устьевой патрубок оборудован дополнительной управляемой задвижкой.

6. Установка по п.4 или 5, отличающаяся тем, что в верхней части колонны насосно-компрессорных труб установлен устьевой сальник, а колонна штанг соединена через устьевой шток, динамометр и канатную подвеску со станком-качалкой.

7. Установка по п.4 или 5, отличающаяся тем, что колонна насосно-компрессорных труб содержит дополнительный рабочий цилиндр и дополнительный скважинный насос с всасывающим и нагнетательным трубопроводами, в дополнительном рабочем цилиндре расположен поршень со штоком, всасывающий трубопровод дополнительного скважинного насоса сообщен с внутренним объемом колонны насосно-компрессорных труб, шток расположенного в дополнительном рабочем цилиндре поршня соединен с колонной штанг, нагнетательный трубопровод дополнительного скважинного насоса сообщен через гидрораспределитель и соответствующие патрубки с поршневой и штоковой полостями дополнительного рабочего цилиндра, расположенные выше и ниже зоны расположения дополнительного скважинного насоса и дополнительного рабочего цилиндра части колонны насосно-компрессорных труб сообщены между собой и с гидрораспределителем через соответствующие патрубки, а сигнализаторы уровня жидкости установлены в колонне насосно-компрессорных труб.

8. Установка по п.7, отличающаяся тем, что в ставе насосно-компрессорных труб расположена камера, гидрораспределитель сообщен с поршневой и штоковой полостями дополнительного рабочего цилиндра через дополнительные патрубки, дополнительный скважинный насос установлен в камере, дополнительные патрубки через оборудованные соответствующими обратными клапанами отдельные патрубки сообщены с дополнительным рабочим цилиндром, а камера сообщена с добывающей скважиной через соответствующий патрубок.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в штанговых глубинных насосах. .

Изобретение относится к нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей отрасли и может быть использовано для перекачки любой жидкости в трубопроводах, насосно-компрессорных трубах с различными техническими характеристиками.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин с высоким содержанием механических примесей и песка. .

Изобретение относится к нефтедобыче, в частности к глубинным штанговым насосам для эксплуатации скважин, и может быть использовано для эксплуатации скважин, работающих со значительным газовым фактором и содержащих в добываемой продукции значительное количество примесей.

Изобретение относится к способу подъема жидкости из скважин и может быть востребовано в различных отраслях промышленности, в том числе в нефтяной и газовой промышленности, в сельском хозяйстве, в строительстве и в других отраслях, где возникает необходимость подъема жидкости, например для осушения, обводнения, сбора и ее транспортировки.

Изобретение относится к насосостроению, в частности к способам подъема воды с механическими примесями, и может быть использовано при водоснабжении из подземных источников для чистки колодцев и скважин от песка, глины и ила, поступающих из водоносного пласта, а также при добыче полезных ископаемых через скважины и при строительстве скважин, особенно в сельской местности при дачном огородничестве и садоводстве.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в скважинных штанговых насосных установках. .

Изобретение относится к области гидромашиностроения, в частности к скважинным штанговым насосам, предназначенным для добычи жидкости из скважин, и может быть использовано в нефтегазодобывающей отрасли.

Изобретение относится к технике механизированной добычи нефти и может быть использовано при добыче легкой, вязкой и высоковязкой нефти с большим содержанием газа. .

Группа изобретений относится к способам выполнения нефтепромысловых операций. Этапы способа содержат получение массивов данных о нефтяном месторождении, связанных с нефтепромысловыми объектами.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представляют собой водо- и нефтенасыщенные зоны, разделенные непроницаемыми естественными пропластками, и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважинах между водо- и нефтенасыщенной зонами пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобыче и может быть использовано на стадиях строительства, эксплуатации, консервации и ликвидации скважин многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений для определения природы углеводородных газов, поступивших в межколонные пространства скважин, или газов бурового раствора.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, через которую добывают высоковязкую нефть. Обеспечивает возможность приведения в рабочее положение глубинно-насосного оборудования при зависании колонны штанг прямой или обратной промывкой скважины без подъема из скважины этого оборудования.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обнаружениях солеотложений в нефтепромысловом трубопроводе. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины малого диаметра в сложных геологических условиях. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. .

Изобретение относится к нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей отрасли и может быть использовано для перекачки любой жидкости в трубопроводах, насосно-компрессорных трубах с различными техническими характеристиками.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для обеспечения процесса эксплуатации обводненных газовых скважин. .

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано в системах сбора и транспорта нефти на эксплуатируемых месторождениях и при измерении и контроле дебита скважин на объектах нефтедобычи.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначена для установки подземного скважинного оборудования в нагнетательных, нефтяных, газовых или газоконденсатных скважинах. Обеспечивает возможность натяжения колонны труб сверх собственного веса с обеспечением при этом герметизации устья скважины. Сущность решения: способ включает спуск в скважину компоновки подземного оборудования, установку пакера или якоря, эксплуатацию компоновки. Согласно изобретению спускают компоновку в скважину. При достижении проектной глубины устанавливают пакер или якорь в заданном интервале разгрузкой веса колонны труб, делают первую метку на колонне труб на уровне фланца устьевого патрубка, приподнимают колонну труб от первой метки на определенную величину, опускают колонну труб до первой метки, производят установку пакера или якоря. Натягивают колонну труб до заданной величины, делают вторую метку на колонне труб на уровне фланца устьевого патрубка, снимают пакер или якорь натяжением колонны труб, измеряют расстояние от верхней муфты колонны труб до второй метки и расстояние между первой и второй метками. Подгоняют с помощью патрубков колонну труб или изменяют место установки пакера или якоря так, чтобы сбег верхней резьбы переводника находился на уровне второй метки. Осуществляют захват слайдером под верхнюю муфту колонны труб, отсоединяют муфту от штока, на мостках вставляют устройство в сборе с переводником в проходное отверстие планшайбы, проверяют ее перемещение по всей длине штока. При нехватке длины штока устройства удлиняют шток патрубком, соединяют между собой муфту и шток, помещают во внутреннюю полость устройства шарик, вкручивают в муфту вертлюг, подвешивают планшайбу с помощью стропа к крюкоблоку. Осуществляют захват элеватором под муфту устройства, собранного вместе с переводником и планшайбой. На верхнюю муфту колонны труб наворачивают переводник в сборе с устройством и свободно перемещающейся на устройстве планшайбой, приподнимают колонну труб, делают на ней метку, на расстоянии от сбега верхней резьбы переводника, равным расстоянию между первой и второй метками, производят повторную установку пакера или якоря. Натягивают колонну труб до выхода верхней резьбы переводника над фланцем устьевого патрубка, накручивают на верхнюю резьбу переводника планшайбу, опускают планшайбу на фланец устьевого патрубка и герметизируют устье. Создают во внутренней полости устройства через вертлюг давление определенной величины, под действием которого поршень, преодолевая сопротивление пружинного кольца, перемещают вниз, освобождая защелки. Натягивают колонну труб для выхода защелок из зацепления с переводником, извлекают устройство из переводника. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх