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 приемная камера внутри снабжена глухой перегородкой, под которой приемная камера снабжена обратным клапаном, при этом насосы выполнены плунжерными, причем плунжер верхнего насоса с помощью колонны 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 приемной камерой, 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.
Приемная камера 5 оснащена сквозными отверстиями 7, а внутри снабжена глухой перегородкой 8, под которой приемная камера 5 снабжена обратным клапаном 9.
Плунжер (на фиг. не показано) верхнего насоса 3 с помощью колонны насосных штанг 10 связан с приводом, например, станком-качалкой (на фиг. не показано).
Нижний плунжерный насос 4 перевернут и его нагнетательный клапан 11 находится под всасывающим клапаном 12.
Плунжер 13 нижнего насоса 4 жестко соединен с приемной камерой 5 и герметично вставлен в корпус 14 нижнего насоса.
На корпусе 14 нижнего насоса 4 установлен пакер 15, изолирующий продуктивный пласт 1 от другого пласта 16. В качестве другого пласта 16 может использоваться либо другой продуктивный пласт для поддержания пластового давления, либо какой-нибудь поглощающий горизонт, который служит емкостью для размещения сбрасываемой воды.
Снизу корпус 15 нижнего плунжерного насоса 4 снабжен радиальными отверстиями 17 и уперт на забой 18 скважины 19.
Устройство работает следующим образом.
Устройство в сборе спускают в скважину и разгружают корпусом 14 перевернутого нижнего насоса 4 на забой 18 скважины 19. После чего производят посадку пакера 15, изолирующего продуктивный пласт 1 от другого пласта 16.
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.
Плунжер 13 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 14 перевернутого нижнего плунжерного насоса 4, поскольку корпус 14 остается неподвижным в следствии разгрузки устройства на забой 18 скважины 19 и запакеровки пакера 15, находящегося на его наружной поверхности.
В процессе работы устройства водогазонефтяная смесь из обводненного продуктивного пласта 1 поступает внутрь скважины 19 напротив продуктивного интервала 6, где под действием сил гравитации происходит разделение водогазонефтяной смеси на жидкие фазы и газ. Газ из продуктивного интервала 6 по межтрубному пространству между колонной насосно-компрессорных труб 2 и скважиной 19 поднимается на поверхность. Жидкие фазы, разделяются, причем более тяжелая жидкая фаза (вода) оседает вниз, а более легкая (нефть) поднимается наверх.
Нефть через сквозные отверстия 7 попадает внутрь в верхнюю часть приемной камеры 5 и поступает на прием верхнего насоса 3, а вода через обратный клапан 9 попадает внутрь в нижнюю часть приемной камеры 5, где опускается вниз и заполняя плунжер 13 поступает на прием перевернутого нижнего плунжерного насоса 4. Причем смешивание жидких фаз внутри приемной камеры предотвращается глухой перегородкой 8. Кроме того, вода, попавшая вместе с нефтью в верхнюю часть приемной камеры 5 за счет сил гравитации оседает над глухой перегородкой 8 и не попадает на прием верхнего плунжерного насоса 3.
Работа устройства продолжается, при этом верхний плунжерный насос 3 осуществляет откачку нефти из скважины 19, которая поднимается вверх по колонне насосно-компрессорных труб 2 на поверхность, а перевернутый нижний плунжерный насос 4 осуществляет откачку воды из нижней части приемной камеры 5 в другой пласт 16. При этом в процессе хода плунжера 13 вверх относительно корпуса 14 перевернутого нижнего
насоса 4 всасывающий клапан 12 открыт, а нагнетательный клапан 11 закрыт. В результате вода с приема перевернутого нижнего насоса 4 попадает под всасывающий клапан 12, то есть происходит цикл всасывание. При ходе плунжере 13 вниз относительно корпуса 14 перевернутого нижнего насоса 4 всасывающий клапан 12 закрыт, а нагнетательный клапан 11 открыт. В результате вода из под всасывающего клапана 12 попадает под нагнетательный клапан 11 и через радиальные отверстия 17 корпуса 14 попадает в другой пласт 16, 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.