способ добычи нефти и устройство для его осуществления

Формула изобретения

1. Способ добычи нефти, включающий разделение обводненной нефти на забое скважины на нефть и воду, откачку, начиная с воды, и ее периодическое чередование с откачкой нефти, отличающийся тем, что перед откачкой воды уменьшают скорость потока воды и изменяют направление потока воды на противоположное, перед откачкой нефти изменяют направление потока нефти на противоположное, забор нефти для откачки производят выше, а воды - ниже места начала откачки, а изменение потока нефти на противоположное проводят на одном уровне с забором воды для откачки.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед откачкой воды проводят ее омагничивание постоянными магнитами.

3. Устройство для добычи нефти, включающее U-образный подводящий патрубок и переводник приемной части скважинного насоса, отличающееся тем, что дополнительно снабжено отстойной камерой, в которой частично размещен U-образный подводящий патрубок, выполненный с коротким и длинным плечами, конец короткого плеча размещен в отстойной камере вблизи входа в переводник приемной части скважинного насоса, а конец длинного плеча выведен за отстойную камеру и размещен выше входа в переводник, отстойная камера соединена с переводником и имеет в нижней части входной канал с проходным сечением, меньшим проходного сечения отстойной камеры, при этом низ U-образного подводящего патрубка размещен на одном уровне с входным каналом отстойной камеры.

4. Устройство по п.3, отличающееся тем, что на входном канале отстойной камеры размещены постоянные магниты.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для поочередного подъема нефти и воды из скважины.

Известен способ добычи нефти, включающий добавление в поток парафинистой нефти водного раствора гидроксида натрия в количестве, достаточном для ингибирования отложения парафина на поверхности оборудования [1].

Известный способ приводит к гидрофобизации поверхности оборудования и недостаточной эффективности ингибирования отложения асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ предотвращения асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений в оборудовании скважины, включающий разделение обводненной нефти на забое скважины на нефть и воду, откачку, начиная с воды, и ее периодическое чередование с откачкой нефти [21.

Недостатками известного способа являются образование водонефтяной эмульсии и асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений в скважине, что снижает межремонтный период скважины, уменьшает пропускную способность скважины, приводит к повышению давления откачки и снижению надежности работы подземного оборудования.

В изобретении решается задача повышения надежности разделения обводненной нефти на нефть и воду, снижение образования асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений, повышение надежности работы скважинного насоса и скважины в целом.

Задача решается тем, что в способе добычи нефти, включающем разделение обводненной нефти на забое скважины на нефть и воду, откачку, начиная с воды, и ее периодическое чередование с откачкой нефти, согласно изобретению перед откачкой воды уменьшают скорость потока воды и изменяют направление потока воды на противоположное, перед откачкой нефти изменяют направление потока нефти на противоположное, забор нефти для откачки производят выше, а воды - ниже места начала откачки, изменение потока нефти на противоположное проводят на одном уровне с забором воды для откачки. Перед откачкой воды проводят ее омагничивание постоянными магнитами.

Известна скважинная насосная установка, включающая фильтр, погружной насос с камерой всасывания, смонтированный под насосом гидроциклон с отводящим патрубком, сообщенным с камерой всасывания насоса, и тангенциальными входными патрубками, и приспособление для забора жидкости в скважине с различной глубины перед подачей в насос, в котором приспособление для забора жидкости выполнено в виде крайней мере двух заборных трубок разной длины, установленных вдоль оси скважины, причем выходной конец каждой из трубок подсоединен к одному из входных патрубков гидроциклона, а входной размещен в зоне фильтра скважины [3].

Недостатком известного устройства является образование водонефтяной эмульсии и асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений в скважине, что снижает межремонтный период скважины, уменьшает пропускную способность скважины, приводит к повышению давления откачки и снижению надежности работы подземного оборудования.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является входное устройство скважинного насоса, включающее два подводящих патрубка, входы которых расположены на разных уровнях по разные стороны от соединительного приспособления и направлены в разные стороны по вертикали, выходы через соединительное приспособление подсоединены к приемному патрубку насоса, а соединительное приспособление выполнено в виде трубки с нижним и верхним U-образными участками, при этом соединительное приспособление присоединено к приемному патрубку насоса в верхней части верхнего U-образного участка [4].

Недостатками известного устройства являются недостаточная надежность разделения добываемой продукции на нефть и воду, что приводит к снижению надежности работы подземного оборудования. Кроме того, в устройстве не происходит накапливания механических примесей. Наличие механических примесей в добываемой продукции способствует образованию асфальтосмолистых и парафиногидратных отложении в скважине, что также снижает межремонтный период и уменьшает пропускную способность скважины.

В изобретении решается задача повышения надежности разделения добываемой продукции на нефть и воду, снижение образования асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений, повышение надежности работы скважинного насоса и скважины в целом.

Задача решается тем, что устройство для добычи нефти, включающее U-образный подводящий патрубок и переводник приемной части скважинного насоса, согласно изобретению дополнительно снабжено отстойной камерой, в которой частично размещен U-образный подводящий патрубок, выполненный с коротким и длинным плечами, конец короткого плеча размещен в отстойной камере вблизи входа в переводник приемной части скважинного насоса, а конец длинного плеча выведен за отстойную камеру и размещен выше входа в переводник, отстойная камера соединена с переводником и имеет в нижней части входной канал с проходным сечением, меньшим проходного сечения отстойной камеры, при этом низ U-образного подводящего патрубка размещен на одном уровне с входным каналом отстойной камеры. На входном канале отстойной камеры размещены постоянные магниты.

При добыче обводненной нефти в скважине происходит образование водонефтяной эмульсии и образование асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений в стволе скважины. Это приводит к недостаточной надежности работы скважинного насоса и скважины в целом.

В предложенном изобретении решается задача повышения надежности разделения обводненной нефти на нефть и воду, снижение образования асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений, повышение надежности работы скважинного насоса и скважины в целом.

Задача решается следующим образом. После разделения обводненной нефти на забое скважины на нефть и воду проводят откачку попеременно воды и нефти. Откачку начинают с откачки воды. Перед откачкой воды уменьшают скорость потока воды и изменяют направление потока воды на противоположное. При этом происходит выпадение из воды механических примесей, являющихся центрами образования асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений в стволе скважины. Перед откачкой нефти изменяют направление потока нефти на противоположное. При этом оба потока воды и нефти оказываются текущими в одном направлении, и при переходе от одного потока к другому не возникает дополнительных гидравлических сопротивлений. Осуществление забора нефти для откачки выше, а воды - ниже места начала откачки способствует более полному забору для откачки преимущественно нефти или воды. Таким образом обеспечивается отсутствие перемешивания потоков нефти и воды и исключается образование водонефтяной эмульсии. Размещение места изменения потока нефти на противоположное на одном уровне с местом забора воды для откачки приводит к четкому переходу с откачки нефти на воду и обратно, что также обеспечивает отсутствие образования водонефтяной эмульсии. Постоянные магниты омагничивают воду и тем самым снижают образование асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений в стволе скважины. В качестве магнитов используют скважинные магнитные аппараты типа СМА в количестве 4 на каждую обработку. При этом напряженность аксиального магнитного поля составляет 75-100 КА/м. градиент магнитной индукции в активной зоне 10-15 Тл/м.

Вода смачивает и гидрофилизирует поверхность колонны насосно-компрессорных труб. Нефть и асфальтосмолистые и парафиногидратные частицы, обладая гидрофобными свойствами, отталкиваются от гидрофильной поверхности и не откладываются на подземном оборудовании скважины.

Для осуществления данного способа добычи нефти используют устройство, представленное на чертеже.

Входное устройство скважинного насоса включает U-образный подводящий патрубок 1, отстойную камеру 2, переводник 3 приемной части скважинного насоса 4. U-образный подводящий патрубок 1 выполнен с коротким 5 и длинным 6 плечами. Конец короткого плеча 5 размещен в отстойной камере 2 вблизи входа в переводник 3 приемной части скважинного насоса 4. Конец длинного плеча 6 выведен за отстойную камеру 2 и размещен выше входа в переводник 3. Отстойная камера 2 соединена с переводником 3 и имеет входной канал 7 с проходным сечением, меньшим проходного сечения отстойной камеры 2. Низ U-образного подводящего патрубка 1 размещен на одном уровне с входным каналом 7 отстойной камеры 2. На входном канале 7 отстойной камеры 2 размещены постоянные магниты 8. Входное устройство скважинного насоса размещено в скважине 9. Между входным устройством скважинного насоса и скважиной 9 образуется затрубное пространство 10.

Устройство работает следующим образом.

Вначале скважина 9 заполнена жидкостью глушения, т.е. водой повышенной плотности. При запуске скважинного насоса (на чертеже не показан) происходит отбор скважинной жидкости через приемную часть скважинного насоса 4, переводник 3, отстойную камеру 2 и U-образный подводящий патрубок 1. По мере поступления пластовой жидкости происходит накопление нефти выше входного устройства скважинного насоса. Граница раздела нефть-вода будет находится на одном уровне как в затрубном пространстве 10, так и в длинном плече 6 U-образного подводящего патрубка 1. При опускании границы раздела нефть-вода ниже конца короткого плеча 5 U-образного подводящего патрубка 1 происходит вытеснение воды из короткого плеча 5 и вытеснение воды из отстойной камеры 2 в затрубное пространство 10. При опускании границы раздела нефть-вода ниже входного канала 7 отстойной камеры 2, а следовательно ниже низа U-образного подводящего патрубка 1, происходит резкое вытеснение воды из короткого плеча 5 U-образного подводящего патрубка 1 и из отстойной камеры 2 в затрубное пространство 10. Граница раздела нефть-вода устанавливается на уровне входного канала 7 отстойной камеры 2 и происходит переход с откачки воды на нефть. При откачке нефти происходит постепенное повышение границы раздела нефть-вода. Граница раздела нефть-вода находится на одном уровне как в затрубном пространстве 10, так и в отстойной камере 2. При установлении границы раздела нефть-вода выше конца короткого плеча 5 U-образного подводящего патрубка 1 вода вытесняет нефть из U-образного подводящего патрубка 1 и происходит переход откачки с нефти на воду. Далее циклы повторяются.

Размещение конца короткого плеча 5 в отстойной камере 2 вблизи входа в переводник 3 приемной части скважинного насоса 4 обеспечивает поступление нефти в переводник 3 приемной части скважинного насоса 4 и далее в скважинный насос. Выведение конца длинного плеча 6 за отстойную камеру 2 и размещение выше входа в переводник 3 обеспечивает сообщение входа в переводник 3 приемной части скважинного насоса 4 с затрубным пространством 10 и нефтяной частью скважинной жидкости. Наличие в отстойной камере 2 входного канала 7 с проходным сечением, меньшим проходного сечения отстойной камеры 2, обеспечивает высокую скорость входа скважинной жидкости в отстойную камеру 2 и малую скорость движения скважинной жидкости в отстойной камере 2. За счет разности скоростей движения скважинной жидкости происходит выпадение твердых частиц в нижнюю часть отстойной камеры 2. В U-образном подводящем патрубке 1 происходит изменение потока нефти на противоположное. В отстойной камере 2 также происходит изменение потока воды на противоположное и направление потоков в одном направлении - на вход скважинного насоса.

Входное устройство скважинного насоса обеспечивает надежность разделения добываемой продукции на нефть и воду, за счет чего повышается надежность работы скважинного оборудования.

Размещение на входном канале 7 отстойной камеры 2 постоянных магнитов 8 способствует омагничиванию скважинной жидкости и дополнительной очистке от механических частиц. Следствием этого является уменьшение образования асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений, повышение надежности работы скважинного насоса и скважины в целом.

На чертеже показано входное устройство скважинного насоса, снабженное магнитами 8, однако оно может применяться и без магнитов 8.

Пример конкретного исполнения. Добывают нефть из скважины глубиной 1700 м. В скважине ниже насоса размещают устройство согласно чертежу. Посредством скважинного насоса невставного типа обеспечивают добычу нефти. В скважине происходит разделение обводненной нефти на нефть и воду. Проводят откачку, начиная с воды, и периодически ее чередуют с откачкой нефти. В устройстве перед откачкой воды происходит уменьшение скорости потока воды и изменение направление потока воды на противоположное. Перед откачкой нефти происходит изменение направления потока нефти на противоположное. Забор нефти для откачки производят выше, а воды - ниже места начала откачки, а изменение потока нефти на противоположное проводят на одном уровне с забором воды для откачки. Перед откачкой воды проводят ее омагничивание постоянными магнитами. До установки устройства скважину периодически два раза в месяц промывали горячей нефтью для удаления асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений. После установки устройства промывки скважины не проводят из-за отсутствия асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений. Вследствие отсутствия образования нефтяной эмульсии дебит скважины возрос на 10%. Снизилось количество подземных ремонтов скважины, возросла надежность работы скважинного оборудования и скважины в целом.

Применение предложенного устройства позволит повысить надежность работы скважины и увеличить межремонтный период.

Источники информации:

1. Патент США N 4722398. кл. E 21 B 37/06, 1988.

2. Патент РФ N 2029855, кл. E 21 B 43/00, 1995 - прототип.

3. Авторское свидетельство СССР N 1585556. кл. F 04 D 13/12, 1988.

4. Патент СССР N 1782294, кл. F 04 D 13/12, 1992 - прототип.