способ добычи нефти из скважины и устройство для его осуществления

Формула изобретения

1. Способ добычи нефти из скважины, включающий подъем нефти с забоя скважины на поверхность через колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) и повышение давления в добываемой нефти при ее подъеме через колонну НКТ, отличающийся тем, что с забоя скважины, намечаемой к эксплуатации, берут пробу нефти и определяют величину давления, при которой начинается процесс кристаллизации асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), а повышение давления в добываемой нефти при ее подъеме через колонну НКТ производят до величины, превышающей величину давления, при которой начинается процесс кристаллизации АСПО, и поддерживают эту величину давления в добываемой нефти в течение всего времени подъема нефти с забоя скважины на поверхность через колонну НКТ путем одновременного и непрерывного регулирования подачи нефти в выкидную линию системы обвязки устья скважины, при этом при остановках работы скважины в течение всего периода ее простоя сохраняют в колонне НКТ созданное давление в добываемой нефти.

2. Устройство для добычи нефти из скважины, содержащее спущенную в скважину колонну насосно-компрессорных труб (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, при этом площади сечений входного и выходного каналов и величина поджатия упругого элемента выполнены взаимозависимыми, отличающееся тем, что выкидная линия снабжена штуцерной камерой, перепускной клапанный узел установлен в штуцерной камере, упругий элемент выполнен в виде пружины, установленной с возможностью регулировки ее поджатия винтом, ввернутым в качестве заглушки с наружного торца корпуса во внутреннюю полость корпуса с конца, противоположного размещению клапана.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области добычи нефти из скважин фонтанным и механизированным способами и предназначается преимущественно для добычи нефти с высоким содержанием асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), включая механизированную добычу нефти из периодически работающих скважин.

В качестве аналога принимаем известное изобретение по патенту РФ №2142554 МПК⁶ Е 21 В 43/00 (заявлено 06.05.1997 г., опубликовано 10.12.1999 г.) под названием “Способ эксплуатации скважин”. Способ по аналогу включает в себя спуск глубинного насоса в скважину, размещение приема насоса под динамическим уровнем флюида на глубину, при которой давление на его приеме ниже критического давления основных газовых компонентов добываемого флюида, но не ниже 3 МПа, и откачку флюида одновременно с отбором газа из затрубного пространства.

Устройство, реализующее способ по аналогу, включает в себя спускаемый в скважину на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) глубинный электроцентробежный насос (ЭЦН), соединенную с нефтепроводом обвязку устья скважины и эжектор или вакуум-насос для отбора газа из затрубного пространства, в линию отвода которого введена межтрубная задвижка.

При реализации способа и устройства по аналогу происходит выделение газа из нефти до поступления добываемой жидкости в насос, что способствует образованию микрокристаллов парафина в объеме нефти, а не на стенках нефтепромыслового оборудования.

Недостатками способа и устройства по аналогу является то, что у них ограничена область использования, так как они могут быть использованы только при добыче нефти из скважин, оборудованных глубинными ЭЦН, а для их реализации необходимо использовать дополнительные технические средства: надо устанавливать эжектор или вакуум-насос для отбора газа из затрубного пространства.

В качестве прототипа предлагаемого изобретения принимаем известное изобретение по патенту РФ №2158359 МПК⁷ Е 21 В 43/12 (заявлено 04.03.1997, 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 НКТ и производят повышение давления в добываемой нефти при ее подъеме через колонну НКТ.

Устройство для осуществления способа по прототипу 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, при этом площади сечений входного и выходного каналов и величина поджатия упругого элемента выполнены взаимозависимыми. 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 прототипу 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 поджатия 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 прототипу производить регулировку величины давления в колонне НКТ непосредственно во время эксплуатации скважины при добыче нефти, что усложняет процесс реализации способа в эксплуатационных условиях и приводит к снижению текущей добычи нефти из-за простоев скважины на указанную регулировку.

Изобретение по прототипу предназначено для управления давлением в скважинном потоке жидкости или газа на устье скважины и обеспечивает автоматическое включение в работу периодически работающих скважин, но, однако, не содержит никаких признаков ни в способе, ни в устройстве, направленных на снижение или предотвращение АСПО в нефтепромысловом оборудовании при добыче нефти.

Целью предлагаемого изобретения является достижение нового технического результата, который будет получен при его использовании, а именно: предотвращение отложений АСПО в колонне НКТ при добыче нефти при одновременном снижении материальных затрат и технических средств, упрощении реализации способа в промысловых условиях, увеличении текущей добычи нефти и расширении области использования.

Указанная цель изобретения достигается тем, что в известный способ добычи нефти из скважины, включающий подъем нефти с забоя скважины на поверхность через колонну НКТ и повышение давления в добываемой нефти при ее подъеме через колонну НКТ, согласно предлагаемому изобретению нами предложено ввести новую совокупность существенных признаков (в способ введена новая операция, предложены новые условия и новые режимы проведения операций способа), а именно: с забоя скважины, намечаемой к эксплуатации, берут пробу нефти и определяют величину давления, при которой начинается процесс кристаллизации АСПО, а повышение давления в добываемой нефти при ее подъеме через колонну НКТ производят до величины, превышающей величину давления, при которой начинается процесс кристаллизации АСПО и поддерживают эту величину давления в добываемой нефти в течение всего времени подъема нефти с забоя скважины на поверхность через колонну НКТ путем одновременного и непрерывного регулирования подачи нефти в выкидную линию системы обвязки устья скважины, при этом при остановках работы скважины в течение всего периода ее простоя сохраняют в колонне НКТ созданное давление в добываемой нефти.

Указанные выше новые существенные признаки заявляемого способа добычи нефти из скважины являются отличительными признаками от известного по прототипу способа.

Указанная выше цель изобретения достигается также и тем, что в известное устройство для добычи нефти из скважины, содержащее 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, при этом площади сечений входного и выходного каналов и величина поджатия упругого элемента выполнены взаимозависимыми, согласно предлагаемому изобретению нами введены новые существенные конструктивные признаки, а именно: выкидная линия снабжена штуцерной камерой, перепускной клапанный узел установлен в штуцерной камере, упругий элемент выполнен в виде пружины, установленной с возможностью регулировки ее поджатия винтом, ввернутым в качестве заглушки с наружного торца корпуса во внутреннюю полость корпуса с конца, противоположного размещению клапана.

Указанные выше новые существенные конструктивные признаки заявляемого устройства для реализации предлагаемого способа добычи нефти из скважины являются отличительными признаками от известного по прототипу устройства.

В настоящее время из общедоступных источников научно-технической и патентной информации такие способы добычи нефти из скважин и устройства для их осуществления, которые вместе с известными существенными признаками содержали бы в себе предложенную нами и указанную выше новую совокупность существенных признаков в заявляемом способе и новые существенные конструктивные признаки в заявляемом устройстве для реализации указанного способа, нам не известны.

В совокупности известные и новые отличительные существенные признаки способа и устройства для его осуществления обеспечивают заявляемому изобретению при его реализации достижение нового технического результата, изложенного в цели изобретения.

В результате исследований нами неожиданно было обнаружено, что если добываемую из пласта нефть поднимать на дневную поверхность скважины через колонну НКТ и в течение всего времени подъема поддерживать давление в добываемой нефти выше давления, при котором начинается процесс кристаллизации АСПО, то такой режим обеспечивает наибольшую эффективность предотвращения кристаллизации АСПО в колонне НКТ и нефтепромысловом оборудовании.

Благодаря тому что в заявленном изобретении предложено брать и исследовать пробу нефти с забоя скважины, намечаемой к эксплуатации, создана возможность заранее определить величину давления, при которой происходит процесс кристаллизации АСПО такой нефти. Это позволяет своевременно, уже при пуске скважины в эксплуатацию, задать в колонне НКТ при добыче нефти давление выше величины давления начала процесса кристаллизации АСПО, чтобы предотвратить такие отложения в колонне НКТ и нефтепромысловом оборудовании.

Заданный режим давления при одновременном и непрерывном регулировании подачи добываемой нефти из колонный НКТ в выкидную линию системы обвязки устья скважины в предлагаемом изобретении обеспечивает перепускной клапанный узел за счет того, что площади сечений входного и выходного каналов и величина поджатия упругого элемента в указанном узле выполнены взаимозависимыми. Кроме того, перепускной клапанный узел благодаря выполнению в нем указанных выше взаимозависимых параметров его элементов позволяет при остановках работы скважины произвести автоматическую остановку работы глубинного ЭЦН и сохранить в колонне НКТ в течение всего времени простоя скважины поддержание давления добываемой нефти без изменения ее величины. А как только в колонне НКТ давление нефти снова достигнет заданной величины, перепускной клапанный узел произведет автоматический запуск скважины в работу по добыче нефти, что позволяет использовать заявляемое изобретение для добычи нефти из периодически работающих скважин.

Благодаря тому что предлагаемое устройство обеспечивает автоматический запуск и остановку глубинного ЭЦН, то это позволяет увеличить текущую добычу нефти, так как на пуск и остановку работы скважины затрат времени при этом практически не требуется.

Выполнение бокового сквозного отверстия в корпусе перепускного клапанного узла калиброванным позволяет расширить область использования предлагаемого устройства, так как такое устройство, кроме механизированной добычи нефти, можно использовать для добычи нефти из фонтанных скважин.

Благодаря тому что упругий элемент в перепускном клапанном узле заявляемого изобретения выполнен в виде пружины, которая установлена с возможностью регулировки ее поджатия винтом, ввернутым в качестве заглушки с наружного торца корпуса во внутреннюю полость корпуса с конца, противоположного размещению клапана, создана возможность до минимума упростить процесс регулировки поджатия упругого элемента для установления заданной величины давления в колонне НКТ при добыче нефти, сокращая при этом время, исключая материальные затраты и технические средства, т.к. при регулировке поджатия пружины достаточно только одного гаечного ключа для того, чтобы произвести или поджатие, или ослабление пружины путем завинчивания или вывинчивания винта в торце корпуса.

Благодаря тому что в заявляемом изобретении выкидная линия на устье скважины снабжена штуцерной камерой, в которую предложено установить перепускной клапанный узел заявляемой нами конструкции, то этим создается возможность существенно облегчить и упростить реализацию способа в промысловых условиях, т.к. штуцерная камера на устье скважины легко доступна для обслуживающего персонала, что облегчает и упрощает установку и монтаж перепускного клапанного узла и позволяет производить его обслуживание в любое время работы скважины.

Благодаря тому что винт для регулировки поджатия пружины, действующей на клапан, ввернут с наружного торца корпуса перепускного клапанного узла, то это позволяет производить регулировку поджатия пружины клапана для обеспечения заданной величины давления нефти в колонне НКТ даже непосредственно во время эксплуатации скважины без остановки ее работы, без разборки и демонтажа перепускного клапанного узла. Для этого достаточно только произвести, например, поджатие или ослабление сжатия пружины путем частичного ввинчивания или вывинчивания винта, ввернутого с наружного торца корпуса перепускного клапанного узла, установленного в штуцерной камере. Контроль за величиной давления добываемой нефти на устье скважины при этом возможно вести с помощью штатных манометров, имеющихся в обвязке устья скважины.

В связи с тем что в процессе разработки нефтяного месторождения происходит естественное изменение величины пластового давления, то неизбежно возникает необходимость в течение эксплуатации месторождения производить регулирование величины давления нефти в колонне НКТ до уровня ранее заданной величины с целью предотвращения АСПО. Поскольку регулирование давления в колонне НКТ при добыче нефти, как было указано выше, возможно проводить без остановки работы скважины, то это соответственно увеличивает текущую добычу нефти за счет исключения остановок работы скважины и ее простоев на такие работы.

Поддержание режима заданной величины давления при добыче нефти для предотвращения АСПО в колонне НКТ и нефтепромысловом оборудовании с помощью перепускного клапанного узла упрощает реализацию заявляемого способа в промысловых условиях и снижает материальные затраты на добычу нефти.

На чертежах представлено устройство для осуществления предлагаемого способа добычи нефти из скважины, где на фиг.1 дана система обвязки устья скважины, на фиг.2 и 3 даны два из многих возможных вариантов выполнения перепускного клапанного узла в разрезе по продольной оси.

Устройство для добычи нефти из скважины содержит спущенную в скважину колонну НКТ (на чертежах не обозначена), верхний конец которой через систему обвязки устья скважины соединен с выкидной (манифольдной) линией 1, соединенной с нефтепроводом 2. Выкидная линия 1 снабжена штуцерной камерой 3, в которую установлен перепускной клапанный узел, содержащий (см. фиг.2 и 3) корпус 4 с входным каналом 5, сообщенным с внутренней заглушенной полостью 6. В полости 6 размещен клапан 7, подпружиненный пружиной 8. Подпружиненный клапан 7 перекрывает входной канал 5 изнутри полости 6 корпуса 4. В корпусе 4 выполнено боковое сквозное калиброванное отверстие 9, которое с помощью трубопровода (на чертеже не обозначено) сообщено с выкидной линией 1 на устье скважины.

Площади сечений входного канала 5, калиброванного отверстия 9 и величину поджатия пружины 8 клапана 7 выполняют взаимозависимыми так, чтобы обеспечить создание заданной величины давления в добываемой нефти.

С наружного торца корпуса 4 во внутреннюю полость 6 (с конца, противоположного размещению подпружиненного клапана 7) в качестве заглушки ввернут винт 10 с возможностью регулирования нажатия пружины 8 клапана 7.

Калиброванное отверстие 9 по длине корпуса 4 выполнено в той части полости 6, которая при открытии подпружиненного клапана 7 становится сообщенной с полостью входного канала 5.

Осуществляют предлагаемый способ следующим образом. Из нефтедобывающей скважины, намечаемой к эксплуатации заявляемым способом, с ее забоя берут пробу нефти и известными способами устанавливают величину давления, при которой начинается процесс кристаллизации АСПО добываемой нефти.

С учетом дебита скважины и полученных данных о необходимой величине давления, которую следует поддерживать в колонне НКТ при добыче нефти, определяют параметры перепускного клапанного узла с условием, чтобы диаметры входного канала 5 и калиброванного отверстия 9, и величина поджатия пружины 8 клапана 7 смогли обеспечить необходимую заданную величину давления в добываемой нефти.

Перепускной клапанный узел устанавливают в штуцерную камеру 3 выкидной линии 1 скважины. При необходимости производят регулировку поджатия пружины 8 клапана 7 с помощью винта 10 с тем, чтобы обеспечить истечение нефти через калиброванное отверстие 9 в таком режиме, при котором в добываемой нефти в течение всего времени ее подъема через колонну НКТ в ней поддерживалось бы давление, величина которого должна превышать величину давления начала процесса кристаллизации АСПО, обеспечивая таким образом одновременное и непрерывное регулирование подачи нефти в выкидную линию 1 системы обвязки устья скважины и предотвращение АСПО в колонне НКТ. При остановке работы скважины (например, выключение глубинного ЭЦН) подпружиненный клапан 7 автоматически перекрывает подачу нефти в выкидную линию 1, сохраняя в колонне НКТ ранее созданное давление остановленному объему добываемой нефти. При возобновлении работы скважины (например, запуск глубинного ЭЦН) подпружиненный клапан 7 открывается автоматически, возобновляя подъем нефти при ранее созданном давлении.

Предлагаемый способ и устройство для его осуществления испытаны в промысловых условиях на пяти нефтедобывающих периодически работающих скважинах с дебитами 8 м³/сут, 9 м³/сут, 13 м³/сут, 15 м³/сут, 31 м³/сут при эксплуатации их насосами ВНН-25-1700, ВНН5-25-1950, ЭЦН5-50-1550 при глубинах установки насосов до 1810 м с режимом работы, в том числе 12/12 (12 часов работы, 12 часов остановка на приток нефти).

Промысловые испытания полностью подтвердили достижение указанной цели изобретения, обеспечивая в том числе автоматический режим работы скважин и увеличив межремонтный период работы скважин в 2,5 раза.