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, при этом общий вал винтовых насосов 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, низкое качество 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, устройство работает тогда, когда поглощающий пласт находится под продуктивным пластом.
Технической задачей полезной модели является повышение качества скважинной сепарации водогазонефтяной смеси на жидкие фазы, а также повышение эффективности работы насосов с возможностью работы устройства, когда поглощающий пласт находится выше продуктивного пласта.
Поставленная техническая задача решается устройством для добычи нефти из обводненного продуктивного пласта, содержащим колонну насосно-компрессорных труб, верхний и нижний насосы, приемную камеру с входными отверстиями, пакер, поглощающий пласт.
Новым является то, что верхний и нижний насосы выполнены плунжерными, причем плунжер верхнего насоса с помощью колонны насосных штанг связан с приводом, а нижний насос перевернут, при этом сверху плунжер нижнего насоса жестко соединен с приемной камерой, а снизу - заглушен, причем внутри под плунжером корпус нижнего насоса оснащен нагнетательным клапаном, а снизу - уперт на забой скважины, при этом корпус нижнего насоса снабжен верхним, средним и нижними рядами радиальных отверстий, причем на корпусе нижнего насоса выше поглощающего пласта жестко закреплен полый цилиндр со всасывающим клапаном и перегородкой внутри, при этом перегородка полого цилиндра образует с корпусом нижнего насоса верхний и нижний перепускные каналы, причем верхний перепускной канал сообщает межколонное пространство скважины посредством всасывающего клапана и верхнего ряда радиальных отверстий с подплунжерным пространством нижнего насоса, а нижний перепускной канал сообщает подплунжерное пространство нижнего насоса посредством среднего ряда радиальных отверстий корпуса нижнего насоса и нагнетательного клапана с поглощающим пластом, причем между корпусом нижнего насоса и полым цилиндром жестко установлены радиальные отводы, сообщающие продуктивный пласт посредством нижних рядов радиальных отверстий корпуса нижнего насоса с межколонным пространством скважины, причем пакер жестко установлен в нижней части на наружной поверхности корпуса нижнего насоса и изолирует продуктивный пласт сверху, а на наружной поверхности полого цилиндра жестко установлен дополнительный пакер, изолирующий поглощающий пласт сверху.
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 насосов, приемной камеры 5 с входными отверстиями 6. Верхний 3 и нижний 4 насосы выполнены плунжерными.
Плунжер (на фиг. не показано) верхнего насоса 3 с помощью колонны насосных штанг 7 связан с приводом (на фиг. не показано), а нижний насос 4 перевернут, при этом
сверху плунжер 8 нижнего насоса 4 жестко соединен с приемной камерой 5, а снизу - заглушен.
Внутри корпуса 9 нижнего насоса 4 под его плунжером 8 установлен нагнетательный клапан 10. Снизу корпус 9 нижнего насоса 4 уперт на забой 11 скважины 12.
Корпус 9 нижнего насоса 4 снабжен верхним 13, средним 14 и нижними 15 рядами радиальных отверстий.
На корпусе 9 нижнего насоса 4 в средней части жестко закреплен полый цилиндр 16 со всасывающим клапаном 17 и перегородкой 18 внутри.
Перегородка 18 полого цилиндра 16 образует с корпусом 9 нижнего насоса 4 верхний 19 и нижний 20 перепускные каналы.
Верхний перепускной канал 19 сообщает межколонное пространство 21 скважины 12 посредством всасывающего клапана 17 и верхнего ряда радиальных отверстий 13 с под плунжерным пространством 22 нижнего насоса 4.
Нижний перепускной канал 20 сообщает подплунжерное пространство 22 нижнего насоса 4 посредством среднего ряда радиальных отверстий 14 корпуса 9 нижнего насоса 4 и нагнетательного клапана 10 с поглощающим пластом 23.
Между корпусом 9 нижнего насоса 4 и полым цилиндром 16 жестко установлены радиальные отводы 24, сообщающие продуктивный пласт 1 посредством нижних рядов радиальных отверстий 15 корпуса 9 нижнего насоса 4 с межколонным пространством скважины 21.
Пакер 25 жестко установлен в нижней части на наружной поверхности корпуса 9 нижнего насоса 4 и изолирует продуктивный пласт 1 сверху.
На наружной поверхности полого цилиндра 16, жестко размещенного на наружной поверхности корпуса 9 нижнего насоса 4 выше поглощающего пласта 23, жестко установлен дополнительный пакер 26, изолирующий поглощающий пласт 23 сверху.
Устройство работает следующим образом.
Перед запуском устройства в работу производят его монтаж в скважине 12.
Для этого сначала в скважину 12 спускают корпус 9 нижнего насоса 4, на наружной поверхности которого жестко установлены пакер 25 и полый цилиндр 16 с дополнительным пакером 26.
Спуск продолжают до упора корпуса 9 нижнего насоса 4 в забой 11 скважины 12, при этом пакер 25 должен располагаться в скважине 12 выше продуктивного пласта 1, а дополнительный пакер 26 выше поглощающего пласта 23.
После чего производят последовательную герметичную запакеровку пакера 25 и дополнительного пакера 26 в скважине 12.
Далее в скважину 12 в сборе спускают оставшуюся верхнюю часть устройства (см. фиг.) до тех пор, пока плунжер 8 нижнего насоса 4 герметично не войдет в корпус 9 нижнего насоса 4 и не упрется в верхний торец 27 корпуса 9 нижнего насоса 4.
Запускают устройство 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 7, под действием привода совершает осевое возвратно-поступательное перемещение, откачивая жидкость из межколонного пространства 21 скважины 12 на поверхность, а плунжер 8 нижнего насоса 4, жестко соединенный с колонной насосно-компрессорных труб 2 посредством приемной камеры 5 и корпуса верхнего насоса 3, совершает осевое возвратно-поступательное перемещение за счет растяжения-сжатия колонны насосно-компрессорных труб 2 относительно корпуса 9 нижнего плунжерного насоса 4, который остается неподвижным благодаря его жесткой фиксации относительно пакера 25 и дополнительного пакера 26, которые герметично запакерованы в скважине 12.
Как только уровень жидкости в межколонном пространстве 21 скважины 12 снизится, то начнется поступление водогазонефтяной смеси из обводненного продуктивного пласта 1 в скважину 12, откуда водогазонефтяная смесь через нижние ряды радиальных отверстий 15 и внутреннее пространство корпуса 9 нижнего насоса через радиальные отводы 24 поступает в межколонное пространство 21 выше дополнительного пакера 26, где. под действием сил гравитации происходит разделение водогазонефтяной смеси на жидкие фазы и газ.
Газ по межколонному пространству 21 поднимается на поверхность, а жидкие фазы разделяются в межколонном пространстве 21 скважины 12, причем более тяжелая жидкая фаза (вода) оседает вниз, а более легкая (нефть) поднимается наверх.
При ходе колонны насосных штанг 7 вверх верхний плунжерный насос 3 осуществляет откачку нефти из приемной камеры 5 и внутреннего пространства плунжера 8 нижнего насоса 4, которая поднимается вверх по колонне насосно-компрессорных труб 2 на поверхность, при этом плунжер 8 нижнего насоса 4 также движется вверх относительно корпуса 9 нижнего насоса 4, при этом всасывающий клапан 17 открывается, а нагнетательный клапан 10 закрывается и вода из межколонного пространства 21 скважины 12 через верхний перепускной канал 19 и всасывающий клапан 17 сквозь средний ряд радиальных отверстий 13 попадает в подплунжерное пространство 22, то есть происходит цикл «всасывания».
При ходе колонны насосных штанг 7 вниз нефть через входные отверстия 6 поступает внутрь приемной камеры 5 на прием верхнего насоса 3, заполняя внутреннее
пространство заглушенного снизу плунжера 8 нижнего насоса 4, при этом плунжер 8 нижнего насоса 4 перемещается вниз относительно корпуса 9 нижнего насоса 4, при этом всасывающий клапан 17 закрывается, а нагнетательный клапан 10 открывается, при этом вода из подплунжерного пространства 22 через нагнетательный клапан 10 сквозь средний ряд радиальных отверстий 14 и через нижний перепускной канал 20 поступает в поглощающий пласт 23, то есть происходит цикл «нагнетания».
В дальнейшем цикл работы устройства повторяется.
В зависимости от доли нефти, поступающей на прием верхнего плунжерного насоса, приводом, установленным на устье скважины, регулируют длину хода плунжера верхнего плунжерного насоса.
Кроме того, устройство позволяет повысить эффективность скважинной сепарации (разделения) водогазонефтяной смеси на жидкие фазы, а также 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.