УСТРОЙСТВО ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ ОБВОДНЕННОГО ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к глубинно-насосной добыче обводненной нефти.
Известно устройство для добычи нефти (см. РЖ «Горное дело», №6 от 1993 г., 6 Г 417 П), включающее два винтовых насоса с общим валом, приемную камеру, размещенную против продуктивного интервала, два пакера, изолирующих продуктивный интервал. Один из винтовых насосов, предназначенный для закачки воды, забирает жидкость из нижней части приемной камеры и направляет в хвостовик под нижний пакер к поглощаемому пласту.
Наиболее близким по технической сущности является устройство для добычи нефти из обводненного продуктивного пласта (патент RU №2190094, МПК 7 Е 21 В 43/38, С 02 F 1/48 опубл. в бюл. №27 от 27.09.2002 г.), содержащее колонну насосно-компрессорных труб, два винтовых насоса с общим валом, приемную камеру, размещенную напротив продуктивного интервала, пакер, изолирующий продуктивный пласт, при этом устройство снабжено омагничивателями, установленными в приемной камере, куда поступает водогазонефтяная смесь из продуктивного пласта, с учетом физико-химических свойств этой смеси и на приемах винтовых насосов, общий вал которых выполнен магнитным, при этом омагничиватели винтовых насосов обладают разными магнитными свойствами, для чего они выполнены со ступенчатой внутренней поверхностью и установлены на верхнем насосе расширенной частью вверх, а на нижнем насосе- расширенной частью вниз, при этом омагничиватели установлены каждый с возможностью ограниченного осевого перемещения и фиксации относительно приема насоса, причем длина входного омагничивателя выбрана не менее длины перфорированной части обсадной колонны.
Как аналогу, так и прототипу в той или иной степени присущи общие недостатки:
во-первых, необходимо заранее подбирать соотношение подач винтовых насосов в зависимости от соотношения долей нефти и воды в пластовой жидкости, которые изменяются в процессе эксплуатации;
во-вторых, низкая степень скважинной сепарации водогазонефтяной смеси, что не позволяет качественно разделить водогазонефтяную смесь на легкую (нефть) и тяжелую (воду) жидкие фазы, а это не позволяет вести эффективный отбор продукции;
в-третьих, высокое потребление электроэнергии винтовых насосов.
Технической задачей полезной модели является повышение эффективности скважинной сепарации водогазонефтяной смеси на жидкие фазы, а также снижение затрат на потребляемую электроэнергию с возможностью регулируемого отбора нефти из скважины.
Поставленная техническая задача решается устройством для добычи нефти из обводненного продуктивного пласта, содержащим колонну насосно-компрессорных труб, два насоса, приемную камеру, размещенную напротив продуктивного интервала, пакер, изолирующий продуктивный пласт.
Новым является то, что устройство снабжено разделителем фаз, установленным в приемной камере и выполненным в виде концентрично установленных друг в друге труб, позволяющих разделять водогазонефтяную смесь на жидкие фазы и подавать их на приемы насосов, при этом насосы выполнены плунжерными, причем плунжер верхнего насоса колонной насосных штанг связан с приводом, а нижний насос перевернут и его нагнетательный клапан находится под всасывающим клапаном, при этом плунжер нижнего насоса жестко соединен с хвостовиком, жестко установленным на нижнем конце приемной камеры, причем на корпусе нижнего насоса установлен пакер, изолирующий продуктивный пласт, а снизу корпус нижнего насоса снабжен радиальными отверстиями и уперт на забой скважины.
На фигуре схематично изображена конструкция предлагаемого устройства.
Устройство для добычи нефти из обводненного продуктивного пласта 1 состоит из колонны насосно-компрессорных труб 2, верхнего 3 и нижнего 4 плунжерных насосов, приемной камеры 5, размещенной напротив продуктивного интервала 6.
Устройство снабжено разделителем фаз 7, установленным в приемной камере 5, и выполненным в виде концентрично установленных друг в друге труб 8 и 9, позволяющих разделять водогазонефтяную смесь на жидкие фазы по плотности на нефть и воду и подавать их на приемы соответственно верхнего 3 и нижнего 4 плунжерных насосов.
Плунжер (на фиг. не показано) верхнего плунжерного насоса 3 посредством колонный насосных штанг 10 связан с приводом, например станком-качалкой (на фиг. не показано). Корпус верхнего плунжерного насоса 3 жестко соединен с приемной камерой 5 патрубком 11.
Нижний плунжерный насос 4 перевернут и его нагнетательный клапан 12 находится под всасывающим клапаном 13, при этом плунжер 14 нижнего насоса 4 сверху жестко соединен с хвостовиком 15, жестко установленным на нижнем конце приемной камеры 5. Плунжер 14 герметично вставлен в корпус 16 нижнего насоса 4.
На корпусе 16 нижнего насоса 4 установлен пакер 17, изолирующий продуктивный пласт 1 от другого пласта 18. В качестве другого пласта 18 может использоваться либо другой продуктивный пласт для поддержания пластового давления, либо какой-нибудь поглощающий горизонт, который служит емкостью для размещения сбрасываемой воды.
Снизу корпус 16 нижнего плунжерного насоса 4 снабжен радиальными отверстиями 19 и уперт на забой 20 скважины 21.
Устройство работает следующим образом.
Устройство в сборе спускают в скважину и разгружают корпусом 16 перевернутого нижнего плунжерного насоса 4 на забой 20 скважины 21. После чего производят посадку пакера 17, изолирующего продуктивный пласт 1 от другого пласта 18.
Далее устройство запускают в работу, при этом в качестве плунжерных насосов 3 и 4 применяются обычные штанговые глубинные насосы (ШГН) любой известной конструкции, при этом плунжер верхнего насоса 3, соединенный с колонны насосных штанг 10 под действием привода совершает осевое возвратно-поступательное перемещение, а плунжер 14 нижнего насоса 4, жестко соединенный с хвостовиком 15 колонны насосно-компрессорных труб 2 совершает осевое возвратно-поступательное перемещение за счет растяжения-сжатия колонны насосно-компрессорных труб 2, происходящего в результате работы устройства относительно корпуса 16 перевернутого нижнего насоса 4, при этом корпус 16 остается неподвижным в следствии разгрузки устройства на забой 20 скважины 21 и запакеровки пакера 17, находящегося на его наружной поверхности.
В процессе работы устройства водогазонефтяная смесь из обводненного продуктивного пласта 1 поступает внутрь приемной камеры 5, по которой она опускается вниз и попадает в разделитель фаз 7, в котором происходит скважинная сепарация водогазонефтяной смеси. Под действием сил гравитации происходит разделение водогазонефтяной смеси на жидкие фазы и газ. Газ через продуктивный интервал 6 и далее по межтрубному пространству между колонной насосно-компрессорных труб 2 и скважиной 21 поднимается на поверхность. Жидкие фазы, разделяясь поднимаются вверх по межтрубному пространству труб 8 и 9, причем более тяжелая жидкая фаза (вода) оседает вниз, а более легкая (нефть) поднимается наверх.
Таким образом, нефть поднимается по внутреннему пространству патрубка 11 вверх и попадает на прием верхнего насоса 3, а вода по внутренним пространствам трубы 9 и хвостовика 15 опускается вниз и, заполняя плунжер 14, поступает на прием перевернутого нижнего плунжерного насоса 4.
Работа устройства продолжается, при этом верхний плунжерный насос 3 осуществляет откачку нефти из скважины 21, которая поднимается вверх по колонне насосно-компрессорных
труб 2 на поверхность, а перевернутый нижний плунжерный насос 4 осуществляет откачку воды с приема перевернутого нижнего плунжерного насоса 4 в другой пласт 18. При этом в процессе хода плунжера 14 вверх относительно корпуса 16 перевернутого нижнего насоса 4 всасывающий клапан 13 открыт, а нагнетательный клапан 12 закрыт.В результате вода с приема перевернутого нижнего насоса 4 попадает под всасывающий клапан 13, то есть происходит цикл всасывание. При ходе плунжере 14 вниз относительно корпуса 16 перевернутого нижнего насоса 4 всасывающий клапан 13 закрыт, а нагнетательный клапан 12 открыт.В результате вода из под всасывающего клапана 13 попадает под нагнетательный клапан 12 и через радиальные отверстия 19 корпуса 16 попадает в другой пласт 18, который поглощает откачиваемую воду.
В дальнейшем цикл работы устройства повторяется.
В зависимости от доли нефти, поступающей на прием верхнего плунжерного насоса 3 приводом, установленным на устье скважины, регулируют длину хода плунжера верхнего плунжерного насоса 3.
Предлагаемое устройство позволяет повысить эффективности скважинной сепарации (разделения) водогазонефтяной смеси на жидкие фазы, а также снижает затраты на потребляемую электроэнергию и дает возможность регулируемого отбора нефти из скважины за счет подбора длины хода плунжера верхнего насоса на устье скважины в зависимости от доли нефти в пластовой жидкости.