СПОСОБ ДОБЫЧИ СКВАЖИННОЙ ЖИДКОСТИ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
METHOD FOR PRODUCTION OF BOREHOLE FLUID UNDER COMPLICATED CONDITIONS AND DEVICE FOR ITS REALISATION

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для добычи вязкой нефти, особенно при эксплуатации месторождений на поздней стадии разработки.
В настоящее время применяется периодическая откачка скважинной жидкости на месторождениях, продуцирующих вязкие скважинные флюиды в ограниченном количестве [Уразаков К.Р и др. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин/Под ред. М.Д. Валеева. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. С.279]. При прерывистой откачке неньютоновских жидкостей их приток из пласта в скважину существенно затрудняется, так как при остановках движения начальное напряжение сдвига препятствует свободному перемещению жидкостей в пласте. В результате коэффициент продуктивности пласта при извлечении жидкостей в осложненных условиях значительно снижается. Особенно нежелательным является периодическое откачивание жидкостей на поздней стадии разработки месторождения, так как вязкость жидкости возрастает, а дебит скважины существенно снижается.
Известна винтовая насосная установка для добычи жидкости, включающей песок, в состав которой входит приводная колонна полых штанг (Патент RU 2326267, публ. 10.06.2008). В состав винтовой насосной установки входит поверхностный привод, винтовой насос, подъемные насосно-компрессорные трубы и колонна полых штанг, через которую предполагается извлечение жидкости с большой скоростью подъема в трубе для предотвращения оседания песчинок как в насосной установке, так и в полости скважины.
Однако применение колонны полых штанг не предусматривает ее использование для контроля за количеством отбираемой жидкости. В этом случае возможно снижение динамического уровня до приема насоса, что приведет к выходу из строя винтовой пары из-за перегрева резины статора при отсутствии циркуляции откачиваемой жидкости. Кроме этого, применение указанных насосных установок не позволяет производить воздействие на скважинную полость с помощью специальных реагентов. В данной винтовой насосной установке возможность регулировать количество жидкости, отбираемой в процессе эксплуатации скважины, практически отсутствует, так как нет способов возврата жидкости в скважину.
Известен патент РФ, в котором осуществляют подъем жидкости винтовым скважинным насосом по колонне полых штанг, концентрично установленных внутри насосно-компрессорных труб, с одновременной подачей маловязкой жидкости (реагента) в колонну полых штанг для образования кольцевого пограничного слоя маловязкой жидкости и вращения колонны штанг. В качестве маловязкой жидкости в нее подают жидкость с плотностью, превышающей плотность вязкой пластовой жидкости. В качестве маловязкой жидкости используют минерализованную воду. Установка для реализации указанного способа содержит устьевое оборудование с линией сбора, дроссели, наземный привод, соединенный со скважинным насосом посредством колонны полых штанг, насосно-компрессорные трубы (НКТ), внутри которых расположена колонна полых штанг с насосом и средство для подачи маловязкой жидкости. При этом установка снабжена завихрителем потока, размещенным над скважинным насосом в колонне полых штанг с возможностью вращения с последней, и отделителем маловязкой жидкости. В установке предусмотрен возврат технической воды обратно в ствол скважины по линии возврата (Патент РФ №1654549, публ. 07.06.1991).
Указанные способ и устройство не позволяют контролировать отбор жидкости из скважины по строго заданной программе, так как не обеспечивают возможность возвращать часть скважинной жидкости в скважину для регулирования и стабилизации динамического уровня жидкости в скважине, что снижает эффективность добычи.
Коэффициент отдачи пласта можно существенно увеличить при непрерывном способе откачивания скважинного флюида из пласта при добыче нефти. В этом случае предусматривается непрерывная работа насосной установки с отбором строго ограниченного количества скважинной жидкости за счет регулирования отбираемого потока в процессе работы насосной установки.
Дополнительно непрерывный отбор жидкости из скважины позволяет снизить затраты энергии на откачивание жидкостей насосной установкой, так как в этом случае начальное напряжение сдвига не влияет на работу насосной установки.
Предлагаемая группа изобретений решает задачу повышения эффективности добычи скважинной жидкости, преимущественно вязкой нефти, на поздней стадии разработки месторождений (осложненные условия).
Указанная задача решается тем, что способ добычи скважинной жидкости в осложненных условиях включает откачку скважинной жидкости винтовым насосом посредством колонны полых штанг, размещенных внутри насосно-компрессорных труб - НКТ, с подачей реагента для снижения вязкости скважинной жидкости, отличающийся тем, что в процессе откачки поток скважинной жидкости разделяют на две части, одну часть которого направляют в выкидную линию, а другую - в линию возврата в ствол скважины, для чего верхний конец колонны полых штанг снабжают разделителем потока двухдроссельного типа, нижний конец этой колонны снабжают перфорированной муфтой, а внутри эту колонну снабжают водоструйной муфтой, при этом реагент для снижения вязкости скважинной жидкости подают в НКТ или в колонну полых штанг, перемешивают его там со скважинной жидкостью и подают через водоструйную муфту и частично через перфорированную муфту в колонну полых штанг или НКТ.
Указанная задача решается также и тем, что устройство для добычи скважинной жидкости в осложненных условиях включает винтовой насос, колонну полых штанг, размещенную внутри насосно-компрессорных труб, агрегат по подаче реагента, для снижения вязкости скважинной жидкости, в скважину с нагнетательной линией, линию возврата в ствол скважины, отличающееся тем, что оно снабжено разделителем потока скважинной жидкости двухдроссельного типа, который установлен на верхнем конце колонны полых штанг, нижний конец которых снабжен перфорированной муфтой, а внутри эта колонна снабжена водоструйной муфтой для всасывания реагента для снижения вязкости скважинной жидкости, при этом разделитель потока скважинной жидкости выполнен с двумя коническими полостями, расположенным в них штоком с двумя конусами, имеющими возможность перемещения, и двумя отводами для распределения скважинной жидкости в выкидную линию и линию возврата в ствол скважины, а нагнетательная линия имеет возможность подачи реагента для снижения вязкости скважинной жидкости в НКТ или колонну полых штанг.
На фиг.1 представлено устройство для добычи скважинной жидкости в осложненных условиях.
На фиг.2 дана конструкция разделителя двухдроссельного.
На фиг.3 представлена водоструйная муфта.
Принципиальная схема устройства (см. фиг.1) содержит привод с электродвигателем 1, устьевой сальник 2, колонну полых штанг 3 с установленной в ней водоструйной муфтой 4 и колонны НКТ 5. Верхний конец колонны полых штанг снабжен разделителем двухдроссельного типа 6, а нижний конец - перфорированной муфтой 7. Устройство снабжено скважинным винтовым насосом, включающим винт 8 и статор 9. Выкидная линия 10 и линия возврата 11 снабжены вентилями 12 и 13 и расходомерами 14 и 15. Две нагнетательные линии 16 и 17, предназначенные для нагнетания из источника для подачи реагента, снижающего вязкость скважинной жидкости, (реагента) 18 в скважину, снабжены вентилем 19 и 20. Выкидная линия 21 снабжена вентилем 22. Для предотвращения выброса скважинной жидкости в источник для подачи реагента установлен обратный клапан 23. В качестве реагента может быть использован, например, «Пральт-16 марка Б» (Чичканов С.В. Разработка и опыт применения химических реагентов для борьбы с АСПО. - Инженерная практика, 2011, №2, С.105), сивушные масла, «Демульфер F-919» (Телин А.Г. и др. Регулирование вязкости водонефтяных эмульсий с использованием химических реагентов. - Нефтепромысловое дело - 1995, №8, С.72), Qp - направление подачи реагента в НКТ, Q′p - направление подачи реагента в колонну полых штанг, Q′с - направление подачи скважинной жидкости в выкидную линию, Qв - направление подачи скважинной жидкости обратно в ствол скважины по линии возврата 11.
Разделитель двухдроссельного типа (см. фиг.2) состоит из верхнего корпуса 24 и нижнего корпуса 25, в котором установлен полый шпиндель 26 на радиально-упорных подшипниках 27. Шпиндель уплотнен снизу сальниковым уплотнением 28, сверху саморегулирующимся сальниковым уплотнением 29. Разделитель имеет два дросселя, снабженных левым отводом 30 с патрубком 31 и правым отводом 32 с патрубком 33. Левый отвод 30 с патрубком 31 соединен с нагнетательной линией 17 (фиг.1), а правый отвод 32 с патрубком 33 соединен с линией возврата скважинной жидкости в ствол скважины 11. Подвижный шток 34 имеет два конуса 35 и 36, перемещаемых в конических полостях отводов 30 и 32, соответственно, и маховик 37, для перемещения подвижного штока с винтовым соединением. Шток уплотнен сальниковым уплотнением 38. На правый отвод навинчена герметизирующая заглушка 39. Выноска А - шкала риски подвижного штока 34.
Водоструйная муфта предназначена для ввода реагента и устанавливается в колонне полых штанг на динамическом уровне жидкости в скважине. Водоструйная муфта состоит из корпуса 40, имеющего два отверстия, внутри которого размещены сопло 41 и диффузор 42. Сверху и снизу на корпус 40 навинчены переводники 43 и 44 для соединения с колонной полых штанг 3, причем нижний переводник 44 снабжен резиновым центратором 45. Поз. Б - отверстие приемной камеры в объеме между диффузором 42 и срезом сопла - поз.В.
Реализация способа осуществляется в процессе эксплуатации устройства, которое позволяет работать в двух режимах.
При первом режиме, при вращении колонны полых штанг 3 с помощью привода 1, рабочий орган скважинного насоса - винт 8 подает скважинную жидкость в НКТ 5. Вместе с этим, расположенный на поверхности источник реагента 18 через нагнетательную линию 16 нагнетает в НКТ 5 реагент, который, перемешиваясь со скважинной жидкостью, через водоструйную муфту 4 и частично через перфорированную муфту 7 поступает в колонну полых штанг 3. Через разделитель двухдроссельного типа 6, скважинная жидкость распределяется на выкидную линию 10 и при необходимости в линию возврата 11 в ствол скважины. При этом вентили 20 и 22 закрыты. Подача скважинной жидкости определяется расходомером 14, а расход возвращаемой жидкости - расходомером 15.
При втором режиме устройство работает следующим образом. При вращении колонны полых штанг 3 с помощью привода 1, рабочий орган скважинного насоса - винт 8 подает скважинную жидкость в НКТ 5. Вместе с этим расположенный на поверхности источник реагента 18 через нагнетательную линию 17 подает реагент в разделитель двухдроссельного типа 6. При этом вентили 12 и 19 закрыты, а разделитель двухдроссельного типа 6 направляет реагент только в колонну полых штанг 3. Через перфорированную муфту 7 и частично через водоструйную муфту 4 реагент попадает в НКТ 5, где, смешиваясь со скважинной жидкостью и уменьшая ее вязкость, поступает на выкидную линию 21.
Разделитель двухдроссельного типа работает следующим образом. Скважинная жидкость, через вращающийся полый шпиндель 26, поступает в полость верхнего корпуса 24, где распределяется в левый 30 и правый 32 отводы, из которых они поступают в патрубки 31 и 33, соединенные с нагнетательной линией 17 и линией возврата 11 соответственно. При вращении маховика 37 посредством винтового соединения шток 34 движет конусы вправо или влево. Количество указанной скважинной жидкости, распределяемой в левый или правый отвод, соответственно, в нагнетательную линию или в линию возврата, определяется при помощи рисок, нанесенных на штоке.
Муфта водоструйная для всасывания реагента работает следующим образом. Скважинная жидкость, нагнетаемая скважинным винтовым насосом, поднимается по колонне полых штанг 3 и через переводник 44 попадает в сопло 41, в котором часть потенциальной энергии потока скважинной жидкости переходит в кинетическую. При этом струя скважинной жидкости, вытекающая из сопла 41, понижает давление в приемной камере (объем между диффузором и срезом сопла В), вследствие чего часть инжектируемой жидкости (реагента) через отверстие Б попадает в приемную камеру, подмешивается к струе скважинной жидкости и поступает в диффузор 42. В диффузоре 42 происходит плавное снижение кинетической энергии смешанного потока и рост его потенциальной энергии. Далее смешанный поток через переводник 43 подается в колонну полых штанг. Резиновый центратор 45 предназначен для уменьшения проходного сечения между колонной полых штанг и НКТ, чтобы воспрепятствовать движению скважинной жидкости в этом сечении.
Применение предлагаемых способа и устройства позволяет существенно повысить эффективность добычи нефти за счет снижения количества необходимого оборудования для откачки скважинной жидкости и снижения потерь реагента при его закачке через специальные каналы в межтрубное пространство, дает возможность длительное время эксплуатировать скважину без замены насосного оборудования, так как при необходимости, при снижении дебита скважины, можно уменьшить отбор скважинной жидкости из скважины за счет возврата части этой жидкости в полость скважины.
Кроме того, используя заявленные способ и устройство, можно исключить применение периодического способа включения в работу известных насосных установок, осложняющее эксплуатацию скважин и вызывающее необходимость применения автоматизированных устройств регулирования режима откачки.
Источники информации
1. Уразаков К.Р., Богомольный Е.И., Сейтпагамбетов Ж.С., Газаров А.Г. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин / Под ред. М.Д.Валеева. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 303 с.
2. Патент RU 2326267, Б.И. №16, 2008 г.
3. Патент SU 1654549, БИ №21, 1991 г.
4. Чичканов С.В. Разработка и опыт применения химических реагентов для борьбы с АСПО. - Инженерная практика, 2011, №2, С. 103-106.
5. Телин А.Г. и др. Регулирование вязкости водонефтяных эмульсий с использованием химических реагентов. - Нефтепромысловое дело. - 1995, №8, С.70-73.