СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ СКВАЖИНЫ (ВАРИАНТЫ) И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
METHOD OF OIL EXTRACTION FROM WELL (VERSIONS) AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION

Изобретение относится к области добычи нефти из скважин и предназначается для использования при насосной и при фонтанной добыче нефти на скважинах, эксплуатируемых на постоянном суточном режиме, и периодически работающих скважинах на режиме отбор - накопление, в которых время отбора пластовой жидкости из скважины - это время работы скважины, а время накопления пластовой жидкости в стволе скважины - это время остановки скважины.
В качестве аналога предлагаемого изобретения принимаем известное изобретение по патенту РФ №2158359 МПК Е21В 43/12 (заявлено 04.03.1997 г., опубликовано 27.10.2000 г.) под названием «Устьевой регулятор давления».
При использовании известного изобретения осуществляют следующие операции: производят подъем нефти с забоя скважины на поверхность через колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) и производят повышение давление в добываемой нефти при ее подъеме через колонну НКТ.
Устройство для осуществления способа по аналогу содержит спущенную в скважину колонну НКТ, верхний конец которой через систему обвязки устья скважины соединен с выкидной линией, и узел повышения давления в добываемой нефти при ее подъеме через колонну НКТ, выполненный в виде перепускного клапанного узла, содержащего корпус с входным каналом, сообщенным с выкидной линией, размещенные во внутренней полости корпуса клапан, перекрывающий входной канал изнутри корпуса, и упругий элемент, поджимающий клапан. Упругий элемент, поджимающий клапан, выполнен в виде сильфонной камеры, заполненной рабочим агентом на расчетное давление, благодаря чему обеспечивается расчетный перепад давления между давлением открытия и закрытия клапана при подъеме добываемой нефти через колонну НКТ. Как только давление нефти при ее подъеме снизится до расчетного, под действием давления в сильфонной камере клапан перекрывает входной канал, после чего движение нефти по колонне НКТ прекращается и скважина находится в накоплении. При достижении давления нефти в колонне НКТ до расчетного клапан открывает входной канал, сжимая сильфонную камеру, и цикл повторяется, обеспечивая автоматическое включение в работу и выключение периодически работающих скважин.
Недостатками известных по аналогу способа и устройства является то, что для их осуществления требуются дополнительные технические средства и материальные затраты.
Так, при сборке перепускного клапанного узла необходимо произвести зарядку сильфонной камеры рабочим агентом на расчетное давление определенной величины, для чего необходимо на сильфонную камеру установить манометр для контроля величины давления во время заливки рабочего агента. При установке собранного узла в систему обвязки устья скважины необходимо для него произвести вначале врезку специального кожуха.
После установки перепускного клапанного узла в систему обвязки устья скважины нет возможности производить регулировку величины поджатая упругого элемента (сильфонной камеры) во время добычи нефти. Для этого необходимо произвести остановку работы скважины, произвести извлечение узла из системы обвязки устья, произвести его демонтаж, извлечь сильфонную камеру из корпуса, установить манометр на сильфонную камеру, произвести или дальнейшее пополнение рабочего агента, или произвести его выпуск из сильфонной камеры для того, чтобы обеспечить сжатие упругого элемента до необходимой величины. Это не позволяет устройству по аналогу производить регулировку величины давления в колонне НКТ непосредственно во время эксплуатации скважины при добыче нефти, что усложняет процесс реализации способа в эксплутационных условиях и приводит к снижению текущей добычи нефти из-за простоев скважины на указанную регулировку.
Из числа известных объектов техники того же назначения по совокупности существенных признаков наиболее близким (прототипом) является техническое решение по патенту РФ №2250985 МПК Е21В 37/00 (заявлено 29.04.2003 г., опубликовано 27.11.2004 г.Бюл. №12) под названием «Способ добычи нефти из скважины и устройство для его осуществления».
Способ добычи нефти из скважины по прототипу предусматривает насосный и фонтанный подъем нефти из ствола скважины на поверхность через колонну НКТ и регулирование давления в колонне НКТ при подъеме нефти путем пропускания добываемого потока нефти через регулирующий клапанный узел, установленный в специальной штуцерной камере устьевой обвязки скважины.
Устройство для осуществления способа по прототипу содержит спущенную в скважину колонну НКТ, верхний конец которой через фонтанную арматуру и устьевую обвязку скважины соединен с выкидной линией, и установленный в устьевой обвязке регулирующий клапанный узел, состоящий из корпуса с входным каналом, при этом корпус через боковой канал сообщен с выкидной линией, внутри корпуса размещен подпружиненный клапан в виде шарика, перекрывающий входной канал изнутри корпуса. Устройство обеспечивает добычу нефти из скважин, эксплуатируемых насосным и фонтанным способами, включая добычу нефти из периодически работающих скважин.
Однако известное по прототипу техническое решение имеет недостатки в том, что при эксплуатации скважин затруднен процесс перевода работы скважины на другой требуемый режим добычи нефти и имеют место потери текущей добычи нефти из-за того, что каждый раз, когда требуется производить регулировку давления в колонне НКТ для перевода на новый режим работы, работу скважины приходится останавливать, чтобы извлечь регулирующий клапанный узел из штуцерной камеры на устье скважины и произвести регулировку поджатия его пружины на новый режим работы. Время такой остановки особо увеличивается у скважин при фонтанной добыче нефти, так как для запуска фонтанной скважины после остановки зачастую приходится производить ее компрессирование, что кроме неудобства эксплуатации и дополнительных затрат времени требует привлечения еще и специальной техники (компрессорных установок).
Единым техническим результатом, достигаемым при осуществлении предлагаемой группы изобретений, является:
1. Сокращение потерь текущей добычи нефти при одновременном достижении удобства эксплуатации нефтедобывающих скважин.
2. Обеспечение плавного регулирования величины давления в колонне НКТ при подъеме нефти в широком интервале от наименьших (давление в нефтепроводе) до максимальных значений (максимально разрешенное давление для фонтанной арматуры) при одновременном снижении требуемой для регулирования величины усилий (крутящего момента).
3. Сокращение работ при переводе скважины на другой режим ее работы.
4. Исключение материальных затрат и технических средств на пуск скважин в работу после перевода их на другой режим работы.
5. Упрощение подбора погружного насоса, например ЭЦН (электроцентробежного насоса), для добычи нефти из скважины.
6. Повышение эффективности работы погружного насоса и срока его службы.
7. Высвобождение частотно-регулируемых станций управления погружных насосов, применяемых для перевода скважин на суточный режим.
8. Создание возможности проводить исследования продуктивности призабойной зоны пласта методом установившихся отборов на скважинах, оборудованных погружными насосами.
9. Синхронизация режима работы погружного оборудования и режима работы пласта.
Указанный технический результат достигается тем, что в известный способ добычи нефти из скважины по первому варианту, включающему подъем нефти насосом из ствола скважины на поверхность через колонну НКТ и регулирование давления в колонне НКТ при подъеме нефти путем пропускания добываемого потока нефти через регулирующий клапанный узел, установленный в устьевой обвязке скважины, согласно предлагаемому изобретению нами предложены новые операции осуществления способа, новые условия и режимы их проведения, а именно: в процессе вывода скважины на режим проводят измерения динамического уровня жидкости в стволе скважины, затем путем регулирования объема протекания добываемого потока нефти через регулирующий клапанный узел в устьевой обвязке скважины устанавливают величину динамического уровня жидкости в стволе скважины, при которой обеспечивается стабильный суточный режим работы скважины, и фиксируют при этом величину буферного давления на устье скважины при подъеме нефти, после чего найденную величину буферного давления на устье скважины при подъеме нефти поддерживают в процессе насосной эксплуатации скважины, при этом для эксплуатации скважины в нее спускают, например, погружной центробежный насос с заведомо завышенным напором; по второму варианту, включающему подъем нефти из ствола скважины на поверхность через колонну НКТ фонтанным методом и регулирование давления в колонне НКТ при подъеме нефти путем пропускания добываемого потока нефти через регулирующий клапанный узел, установленный в устьевой обвязке скважины, согласно заявляемому изобретению нами предложены иные новые операции осуществления такого способа, новые условия и режимы их проведения, а именно: вначале при пуске скважины в работу по динамическому уровню жидкости в стволе скважины, буферному давлению, дебиту скважины по жидкости с учетом периодичности работы скважины устанавливают расчетный режим работы фонтанной скважины, затем путем регулирования объема протекания добываемого потока нефти через регулирующий клапанный узел в устьевой обвязке скважины при одновременном контроле показаний затрубного, линейного и буферного давлений и величины динамического уровня фиксируют величину буферного давления на устье скважины при подъеме нефти, при которой обеспечивается установленный режим работы скважины, после чего найденную величину буферного давления на устье скважины при подъеме нефти поддерживают в процессе фонтанной эксплуатации скважины.
Изложенные выше новые существенные признаки способа добычи нефти из скважины по первому и второму вариантам являются отличительными признаками по отношению к известному по прототипу способу.
Указанный выше технический результат заявляемого изобретения достигается также и тем, что в известное по прототипу устройство для добычи нефти из скважины, содержащее спущенную в скважину колонну НКТ, верхний конец которой через фонтанную арматуру и устьевую обвязку скважины соединен с выкидной линией, и установленный в устьевой обвязке регулирующий клапанный узел, состоящий из корпуса с входным каналом, при этом корпус через боковой канал сообщен с выкидной линией, внутри корпуса размещен подпружиненный клапан в виде шарика, перекрывающий входной канал изнутри корпуса, в предлагаемом изобретении введены новые существенные конструктивные признаки, а именно: регулирующий клапанный узел установлен внутри трубопровода устьевой обвязки скважины, при этом корпус регулирующего клапанного узла выполнен из соосно соединенных между собой на резьбе трех втулок: передней, средней и концевой, передняя втулка корпуса выполнена в виде поджимной гайки с наружным элементом ее крепления внутри трубопровода устьевой обвязки скважины, средняя втулка корпуса выполнена с боковым каналом, сообщающим внутреннюю полость средней втулки с выкидной линией, внутри средней втулки закреплено седло, за входным каналом которого размещен клапан, например шарик, перекрывающий внутреннюю полость втулки изнутри корпуса, концевая втулка корпуса выполнена с наружным элементом ее крепления внутри трубопровода устьевой обвязки скважины и с внутренней открытой полостью со стороны ее выходного конца, в которой размещен механизм регулирования устьевого буферного давления, включающий упорный диск с толкателем, толкатель через передний торец концевой втулки и уплотнение в нем заведен во внутреннюю полость средней втулки для упора в клапан-шарик, внутрь концевой втулки с ее выходного конца на резьбе ввернут регулировочный шток, хвостовик которого за резьбовой частью выполнен меньшего диаметра, между упорным диском и передним торцем регулировочного штока установлена пружина, на концевом участке концевой втулки установлен ограничитель хода регулировочного штока, конец хвостовика регулировочного штока из концевой втулки корпуса через отверстие в стенке трубопровода устьевой обвязки скважины выведен наружу во внешнее пространство устья скважины, на конце хвостовика регулировочного штока закреплен элемент, например винт для вращения регулировочного штока при регулировании величины устьевого буферного давления.
А также тем, что:
- диаметр клапана, например шарика, перекрывающего входной канал в седле клапана средней втулки изнутри корпуса, выполнен в пределах от 0,1 до 0,2 величины внутреннего диаметра трубы колонны НКТ;
- диаметр толкателя упорного диска выполнен по размеру не более диаметра клапана-шарика;
- наружный элемент крепления передней втулки выполнен, например, в виде кольцевой канавки под уплотнительное кольцо на ее переднем торце;
- наружный элемент крепления концевой втулки выполнен, например, в виде наружного выступа на внешней поверхности, за которым ее хвостовая часть выполнена в виде ступенчатых цилиндрических участков, уменьшающихся по наружному диаметру к концу втулки, при этом на участке концевой втулки после наружного выступа выполнена наружная резьба;
- регулирующий клапанный узел установлен, например, в корпусе углового дросселя устьевой обвязки скважины, при этом передняя втулка корпуса регулирующего клапанного узла через уплотнительное кольцо на ее переднем торце герметично уперта в боковую плоскость межфланцевого кольца, введенного во фланцевое соединение трубопровода устьевой обвязки скважины, а концевая часть концевой втулки корпуса регулирующего клапанного узла наружной резьбой, выполненной на участке втулки после ее наружного выступа, ввернута в корпус углового дросселя, на концевую часть наружной резьбы концевой втулки корпуса навернут предохранительный колпак с отверстием для выхода конца хвостовика регулировочного штока.
Приведенные выше новые существенные конструктивные признаки заявляемого устройства для добычи нефти из скважины являются отличительными признаками по отношению к устройству, известному по прототипу.
Из общедоступных источников научно-технической и патентной информации нам не известны способы добычи нефти из скважин по обоим вариантам и не известно устройство для их осуществления, которые вместе с известными существенными признаками содержали бы в себе предложенную нами указанную выше новую совокупность существенных признаков в заявляемом способе и новые существенные конструктивные признаки в заявляемом устройстве для его осуществления, что свидетельствует о соответствии заявляемой группы изобретений критерию «новизна».
Известные и новые отличительные существенные признаки при осуществлении в совокупности обеспечивают заявляемой группе изобретений достижение нового единого технического результата, изложенного выше.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 схематично представлено устройство для осуществления предлагаемого способа добычи нефти из скважины (конструктивно одинаковое для обоих вариантов способа), на фиг.2 дан продольный разрез регулирующего клапанного узла указанного устройства, установленного в корпусе углового дросселя устьевой обвязки скважины.
Устройство для добычи нефти из скважины содержит спущенную в скважину колонну НКТ (на чертежах не обозначена), верхний конец которой через фонтанную арматуру 1 и устьевую обвязку 2 скважины соединен с ее выкидной линией 3, подающей добываемую из скважины жидкость в нефтепровод (на чертеже не обозначен). Внутри трубопровода устьевой обвязки 2 скважины (фиг.1 и 2) установлен регулирующий клапанный узел I, корпус которого (фиг.2) выполнен из соосно соединенных между собой на резьбе трех втулок: передней 4, средней 5 и концевой 6. Передняя втулка 4 выполнена в виде поджимной гайки с наружным элементом ее крепления внутри трубопровода, который может быть выполнен, например, в виде кольцевой канавки 7 под уплотнительное кольцо 8 на ее переднем торце. Средняя втулка 5 выполнена с боковым каналом 9, сообщающим ее внутреннюю полость с выкидной линией 3. Внутри средней втулки 5 закреплено седло 10, за входным каналом которого размещен клапан 11, например шарик, который перекрывает внутреннюю полость втулки 5 изнутри корпуса. Концевая втулка 6 корпуса выполнена с внутренней открытой полостью со стороны ее выходного конца, в которой размещен механизм регулирования устьевого буферного давления, включающий упорный диск 12 с толкателем 13. Толкатель 13 через передний торец концевой втулки 6 и уплотнение в нем (не обозначено) заведен во внутреннюю полость средней втулки 5 для упора в клапан-шарик 11. Внутрь концевой втулки 6 с ее выходного конца на резьбе ввернут регулировочный шток 14, хвостовик 15 которого за резьбовой частью выполнен меньшего диаметра. Между упорным диском 12 и передним торцем регулировочного штока 14 установлена пружина 16. На концевом участке концевой втулки 6 установлен ограничитель хода 17 регулировочного штока 14. Конец хвостовика 15 регулировочного штока 14 из концевой втулки 6 корпуса через отверстие (не обозначено) в стенке трубопровода устьевой обвязки скважины выведен наружу во внешнее пространство устья скважины. На конце хвостовика 15 регулировочного штока 14 закреплен элемент 18, например, винт для вращения регулировочного штока 14 при регулировании величины устьевого буферного давления. При этом диаметр клапана, например, шарика 11, перекрывающего входной канал в седле клапана 10 средней втулки 5 изнутри корпуса, выполнен в пределах от 0,1 до 0,2 величины внутреннего диаметра трубы колонны НКТ, а диаметр толкателя 13 от упорного диска 12 выполнен по размеру не более диаметра клапана-шарика 11. Наружный элемент крепления концевой втулки 6 выполнен, например, в виде наружного выступа 19 на ее внешней поверхности, за которым ее хвостовая часть выполнена в виде ступенчатых цилиндрических участков, уменьшающихся по наружному диаметру к концу втулки 6, при этом на участке концевой втулки 6 после наружного выступа 19 выполнена наружная резьба.
Сборка регулирующего клапанного узла I. С переднего конца в среднюю втулку 5 устанавливают седло 10, а внутрь втулки заводят клапан-шарик 11. В переднем торце концевой втулки 6 размещают элементы уплотнения и заводят через них толкатель 13 от упорного диска 12. Внутри втулки 6 устанавливают пружину 16, которую поджимают ввернутым на резьбе регулировочным штоком 14. На концевом участке концевой втулки 6 крепят ограничитель хода 17 регулировочного штока 14. Втулки 4, 5 и 6 соединяют между собой резьбовыми концами.
Собранный регулирующий клапанный узел I устанавливают внутри трубопровода устьевой обвязки скважины на таком его участке, на котором наиболее удобно произвести его монтаж и дальнейшее его обслуживание.
На тех скважинах, устьевая обвязка которых имеет угловые дроссели, регулирующий клапанный узел по заявляемому изобретению целесообразно установить в корпусе углового дросселя вместо ранее размещавшегося в нем сменного штуцера, как показано на фиг.2. При этом передняя втулка корпуса 4 регулирующего клапанного узла через уплотнительное кольцо 8 на ее переднем торце герметично уперта в боковую плоскость межфланцевого кольца 20, введенного во фланцевое соединение А и Б трубопровода устьевой обвязки скважины, а концевая часть концевой втулки 6 корпуса регулирующего клапанного узла наружной резьбой, выполненной на участке втулки после ее наружного выступа 19, ввернута в корпус 21 углового дросселя, на концевую часть наружной резьбы концевой втулки 6 корпуса навернут предохранительный колпак 22 с отверстием для выхода конца хвостовика 15 регулировочного штока 14.
Пример реализации заявляемой группы изобретений.
Для добычи нефти по первому варианту (насосный способ добычи) в скважину на колонне НКТ спускают, например, погружной центробежный насос. На устье скважины устанавливают фонтанную арматуру и устьевую обвязку. В устьевую обвязку монтируют регулирующий клапанный узел. После оборудования скважины осуществляют процесс вывода скважины на режим, при котором проводят измерения динамического уровня жидкости в стволе скважины. Затем осуществляют регулирование объема протекания добываемого потока нефти через регулирующий клапанный узел в устьевой обвязке скважины и устанавливают величину динамического уровня жидкости в стволе скважины, при которой обеспечивается стабильный суточный режим работы скважины, и фиксируют при этом величину буферного давления на устье скважины при подъеме нефти. Найденную величину буферного давления на устье скважины при подъеме нефти поддерживают в процессе насосной эксплуатации скважины.
При добыче нефти по второму варианту (фонтанный способ добычи) в скважину спускают колонну НКТ, а ее устье оборудуют так же, как по первому варианту. После оборудования скважины вначале при пуске ее в работу по динамическому уровню жидкости в стволе скважины, буферному давлению, дебиту скважины по жидкости с учетом периодичности работы скважины устанавливают расчетный необходимый режим работы фонтанной скважины. Затем проводят регулирование объема протекания добываемого потока нефти через регулирующий клапанный узел в устьевой обвязке скважины, одновременно осуществляя контроль показаний затрубного, линейного и буферного давлений и величины динамического уровня. При этом фиксируют величину буферного давления на устье скважины при подъеме нефти, при которой обеспечивается установленный режим работы скважины. Найденную величину буферного давления на устье скважины при подъеме нефти поддерживают в процессе фонтанной эксплуатации скважины.
Тот и другой вариант добычи нефти осуществляет устанавливаемый в устьевой обвязке скважины регулирующий клапанный узел заявляемого устройства, с помощью которого производят регулирование величины давления в колонне НКТ при подъеме нефти во время пропускания добываемого потока через регулирующий клапанный узел. При остановке работы скважины (например, из-за выключения погружного насоса ЭЦН) подпружиненный клапан 11 автоматически перекрывает подачу нефти в выкидную линию 3, сохраняя в колонне НКТ оставленному объему добываемой нефти ранее созданное давление. При возобновлении работы скважины (например, при запуске погружного насоса ЭЦН) подпружиненный клапан 11 открывается автоматически, возобновляя подъем нефти при ранее созданном давлении. Конструкция заявляемого клапанного узла и место его установки в устьевой обвязке скважины позволяют производить регулирование давления в колонне НКТ при переходе на другой режим работы непосредственно во время работы как насосной, так и фонтанной скважины без остановки их работы как при постоянном суточном режиме работы, так и в периодически работающих скважинах.
Достижение единого технического результата, изложенного выше, при реализации заявляемой группы изобретений обеспечивается за счет нижеследующего.
Благодаря созданию возможности производить регулировку давления в колонне НКТ при переводе скважины на другой режим подъема нефти непосредственно во время работы скважины без ее остановки сокращаются потери текущей добычи нефти, одновременно достигаются удобства эксплуатации таких скважин и исключаются материальные затраты и технические средства на пуск скважины в работу после перевода ее на другой режим работы.
За счет конструктивных особенностей элементов заявляемого регулирующего клапанного узла и места его установки при реализации способов добычи нефти по обоим вариантам обеспечивается в широком интервале плавное регулирование величины давления в колонне НКТ при подъеме нефти с приложением минимальных усилий (крутящего момента) на регулирование, а также сокращаются работы при переводе скважины на другой режим ее работы.
За счет того что путем регулирования давления в колонне НКТ можно извлекать любой возможный объем жидкости, то это позволяет повысить эффективность работы погружного насоса и срок его службы благодаря созданию оптимальных условий его работы, а также упрощает подбор погружного насоса, несмотря на расхождение напорных характеристик заводов-изготовителей и их фактических напорных характеристик в реальных условиях эксплуатации, а при насосной добыче методом установившихся отборов создается возможность проводить исследования пласта, получать при этом данные для построения индикаторной кривой и вычислять по ним коэффициент продуктивности призабойной зоны пласта, кроме того, достигается возможность синхронизировать режим работы погружного оборудования и режим работы пласта путем обеспечения подъема такого объема нефти из скважины, который поступает в скважину из пласта.
Благодаря тому что использование предлагаемого регулирующего клапанного узла возможно при эксплуатации скважины обычной станцией управления погружного насоса, то это исключает необходимость использовать фонд дорогостоящих частотных станций управления для перевода скважин на суточный режим работы, что сокращает расходы по добыче нефти.
3
Заявляемая группа изобретений испытана при эксплуатации семи насосных скважинах с дебитом от 30 до 80 м/сутки. Результаты испытаний в промысловых условиях полностью подтвердили достижение указанного выше технического результата.