close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Патент BY16277

код для вставкиСкачать
ОПИСАНИЕ
ИЗОБРЕТЕНИЯ
К ПАТЕНТУ
РЕСПУБЛИКА БЕЛАРУСЬ
(46) 2012.08.30
(12)
(51) МПК
НАЦИОНАЛЬНЫЙ ЦЕНТР
ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ
СОБСТВЕННОСТИ
(54)
BY (11) 16277
(13) C1
(19)
E 21B 43/12
E 21B 34/06
(2006.01)
(2006.01)
СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ И КЛАПАННОЕ УСТРОЙСТВО ДЛЯ
ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
(21) Номер заявки: a 20091316
(22) 2009.09.14
(43) 2011.04.30
(71) Заявитель: Республиканское унитарное предприятие "Производственное объединение "Белоруснефть" (BY)
(72) Авторы: Галай Михаил Иванович;
Демяненко Николай Александрович; Мануйло Василий Сергеевич
(BY)
(73) Патентообладатель: Республиканское
унитарное предприятие "Производственное объединение "Белоруснефть"
(BY)
(56) RU 2121053 C1, 1998.
RU 2336412 C1, 2008.
BY 91 C2, 1994.
BY 10667 C1, 2008.
RU 2194152 C2, 2002.
SU 1550097 A1, 1990.
BY 16277 C1 2012.08.30
(57)
1. Способ добычи нефти, включающий спуск в скважину на колонне насоснокомпрессорных труб компоновки, содержащей штанговый глубинный насос, хвостовик с
фильтром или без него; откачку жидкости глушения глубинным штанговым насосом через
хвостовик в колонну насосно-компрессорных труб с последующим ее выносом на устье
Фиг. 1
BY 16277 C1 2012.08.30
скважины, подъем нефти глубинным штанговым насосом по колонне насоснокомпрессорных труб с последующим выносом ее на устье скважины, отличающийся тем,
что подъем нефти осуществляют по завершении откачки жидкости глушения; в скважину
опускают компоновку, содержащую клапанное устройство, установленное между хвостовиком и глубинным штанговым насосом и выполненное с возможностью обеспечения подачи через него жидкости глушения на вход глубинного штангового насоса или нефти с
динамического уровня затрубного пространства скважины, или ингибиторов с устья скважины на вход глубинного штангового насоса с обеспечением отключения хвостовика.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что подачу ингибиторов в клапанное устройство осуществляют в составе рабочей жидкости для управления клапанным устройством,
поступающей под давлением по трубопроводу от наземной насосной станции и обеспечивающей отключение хвостовика, открытие гидравлических каналов в клапанном устройстве для подачи нефти или рабочей жидкости с ингибиторами на вход глубинного
штангового насоса.
3. Клапанное устройство для добычи нефти способом по п. 1, включающее имеющий
центральный и боковой каналы корпус, выполненный с по меньшей мере двумя отверстиями для сообщения центрального и бокового каналов и с по меньшей мере одним отверстием для сообщения бокового канала с затрубным пространством; затвор в виде
двухпозиционного плунжера, который с уплотнением установлен в боковом канале с возможностью перемещения и фиксации в верхнем положении; ограничитель хода двухпозиционного плунжера, при этом центральный канал корпуса выполнен с возможностью
соединения в верхней части со штанговым глубинным насосом и в нижней части с хвостовиком; ограничитель хода двухпозиционного плунжера выполнен с возможностью
обеспечения установки плунжера в нижнем положении; в верхней части бокового канала
устроен герметичный ввод, снабженный обратным клапаном, для подключения трубопровода, соединенного с наземной насосной станцией, обеспечивающей подачу под давлением рабочей жидкости с ингибиторами в надплунжерную полость бокового канала; в
нижней части бокового канала устроен посадочный узел для установки срывного стопорящего элемента, обеспечивающего фиксацию плунжера в верхнем положении с перекрытием каждого отверстия для сообщения центрального и бокового каналов и каждого
отверстия для сообщения бокового канала с затрубным пространством; при этом двухпозиционный плунжер выполнен с возможностью обеспечения гидравлической связи затрубного пространства скважины с полостью центрального канала при его установке в
нижнем положении и открытия при этом гидравлической связи между надплунжерной полостью и полостью центрального канала.
4. Клапанное устройство по п. 3, отличающееся тем, что ограничитель хода двухпозиционного плунжера выполнен в виде ступени, расположенной в нижней части бокового
канала.
5. Клапанное устройство по п. 3, отличающееся тем, что в двухпозиционном плунжере выполнена кольцевая выемка для обеспечения сообщения центрального канала с затрубным пространством.
6. Клапанное устройство по п. 3, отличающееся тем, что в двухпозиционном плунжере выполнены осевая полость и радиальные каналы для обеспечения сообщения центрального канала с затрубным пространством.
7. Клапанное устройство по п. 3, отличающееся тем, что в надплунжерной полости
или в подплунжерной полости бокового канала расположена соответственно пружина
сжатия или пружина растяжения, обеспечивающая устойчивое нижнее положение двухпозиционного плунжера.
2
BY 16277 C1 2012.08.30
Изобретения относятся к нефтяной промышленности и могут быть использованы для
освоения нефтяных скважин и добычи нефти на месторождениях с высоким газовым фактором и содержанием парафина.
Известен способ добычи нефти с использованием глубинного насоса [RU 2065026 C1,
МПК E 21B 43/00, 1996.08.10]. Для предотвращения коррозии обсадных труб путем исключения контакта поверхности обсадных труб с пластовой жидкостью глубинный насос
устанавливают выше продуктивного пласта, соединяют с хвостовыми трубами. Хвостовые
трубы спускают до забоя скважины, а в нижнем их конце размещают обратный клапан.
Недостатками известного способа добычи нефти является то, что на месторождениях с
повышенным газовым фактором в процессе освоения скважины при отборе жидкости
глушения хвостовик выполняет положительную роль, помогая быстро отобрать жидкость
глушения, но во время добычи нефти наличие хвостовика негативно влияет на рост газовой шапки на приеме глубинного насоса, которая значительно снижает производительность установки штангового глубинного насоса (УШГН).
Известна также скважинная штанговая насосная установка для откачки эмульсионных
нефтей и газожидкостных смесей [RU 2196249 C1, МПК F 04B 47/00, 2003.01.10], содержащая колонну НКТ с хвостовиком, штанговый насос с основными и дополнительными
всасывающими клапанами, причем насос садится на опорное конусное седло.
Недостатком данной насосной установки является то, что конструкция не позволяет
откачать из забоя скважины имеющуюся там воду или жидкость. Кроме того, не решена
проблема отвода свободного газа, скапливающегося под плунжером насоса.
Известен также способ и устройство для добычи, включающее в себя колонну НКТ с
хвостовиком и пакером [RU 2088749 C1, МПК E 21B 43/00, 1997.08.27]. Внутри НКТ
установлен штанговый насос. В НКТ помещен дозирующий узел, который соединяет полость НКТ с затрубным пространством. Недостатком данного способа является то, что
подача ингибиторов производится непосредственно в затрубное пространство, что ведет к
их повышенному расходу. Наличие пакера ведет к увеличению эксплуатационных расходов.
Известен способ добычи нефти [RU 2336412, МПК E 21B 43/018, E 21B 43/08,
2008.10.20] (выбранный в качестве прототипа), включающий спуск в интервал перфорации скважины на колонне насосно-компрессорных труб компоновки, содержащей штанговый насос с корпусом, имеющим отверстия посередине, хвостовик, воздействие на
призабойную зону скважины упругими колебаниями, откачку продуктов реакции с одновременным вымыванием продуктов обработки через хвостовик, клапанное устройство,
штанговый насос в колонну насосно-компрессорных труб с дальнейшей подачей на устье
скважины и создание знакопеременного движения жидкости в интервале перфорации, при
этом компоновку в интервале перфорации оборудуют заглушенным снизу цилиндрическим щелевым фильтром со щелями. Добычу нефти осуществляют глубинным штанговым
насосом по колонне насосно-компрессорных труб с последующей подачей на устье скважины.
Недостатком данного способа является то, что он не обеспечивает надежную защиту
внутрискважинного оборудования в случае, если добываемый пластовый флюид содержит
парафины, соли, коррозионно-активные вещества, нейтрализация которых требует одновременной подачи различных ингибиторов.
Известно скважинное клапанное устройство [RU 2023865, МПК E 21B 34/06,
1994.11.30], включающее патрубок с проходным каналом и радиальным отверстием, соединенный с патрубком полый корпус с отверстиями для прохода жидкости и связанный
гидравлически с проходным каналом патрубка и подпружиненный затвор с хвостовиком и
фиксирующим выступом, при этом корпус и затвор с хвостиком установлены параллельно
оси патрубка, корпус выполнен с дополнительной полостью, гидравлически связанной с
проходным каналом патрубка, а устройство снабжено размещенными в дополнительной
3
BY 16277 C1 2012.08.30
полости корпуса на хвостовике затвора и перпендикулярно к последнему подпружиненными поршнем с кольцевой канавкой и стержнем, а также концентрично установленными
одна относительно другой цилиндрическими внутренней и наружной втулками, причем
внутренняя втулка выполнена с хвостовиком, имеющим сквозное отверстие для размещения в нем стержня.
Известно также скважинное клапанное устройство [RU 2121053, МПК E 21B 34/06,
1998.10.27] (выбранное в качестве прототипа), содержащее полый корпус, установленный
эксцентрично колонны насосно-компрессорных труб и выполненный с двумя отверстиями
для сообщения своей полости с полостью колонны насосно-компрессорных труб и одним
отверстием для сообщения своей полости с затрубным пространством, затвор в виде
двухпозиционного плунжера с манжетными уплотнениями, фиксирующими последний в
верхнем положении за счет упругости материала и обеспечивающими перекрытие плунжером отверстия, сообщающего полость корпуса с затрубным пространством за счет создания разряжения в полости корпуса под плунжером, и ограничитель хода
двухпозиционного плунжера.
Недостатком вышеописанных устройств является то, что для открытия клапана необходимо, чтобы уровень жидкости в затрубном пространстве был как минимум равен уровню жидкости в колонне НКТ, чего, как правило, при механизированной добыче нефти не
бывает. Кроме того, в условиях высокопроницаемых коллекторов и низких пластовых
давлений практически невозможно создать в затрубном пространстве давление больше,
чем гидростатическое давление в колонне НКТ, и, таким образом, открытие клапанного
устройства становится невозможным.
Задачей, решаемой изобретениями, являются:
повышение эффективности работ при добыче нефти;
устранение негативного влияния наличия хвостовика в процессе добычи нефти на месторождениях с высоким газовым фактором;
устранение парафинообразования, солеотложения, снижение коррозии внутрискважинного оборудования путем одновременной подачи соответствующих ингибиторов
непосредственно на прием глубинного штангового насоса и тем самым увеличение межремонтного периода и снижение затрат на эксплуатацию месторождений нефти.
Поставленная задача решается за счет того, что в способе добычи нефти, включающем
спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб компоновки, содержащей
штанговый глубинный насос, хвостовик с фильтром или без него; откачку жидкости глушения глубинным штанговым насосом через хвостовик в колонну насоснокомпрессорных труб с последующим ее выносом на устье скважины, подъем нефти глубинным штанговым насосом по колонне насосно-компрессорных труб с последующим
выносом ее на устье скважины, согласно изобретению, подъем нефти осуществляют по
завершении откачки жидкости глушения; в скважину опускают компоновку, содержащую
клапанное устройство, установленное между хвостовиком и глубинным штанговым насосом и выполненное с возможностью обеспечения подачи через него жидкости глушения
на вход глубинного штангового насоса или нефти с динамического уровня затрубного
пространства скважины, или ингибиторов с устья скважины на вход глубинного штангового насоса с обеспечением отключения хвостовика.
Кроме этого, подачу ингибиторов в клапанное устройство могут осуществлять в составе рабочей жидкости для управления клапанным устройством, поступающей под давлением по трубопроводу от наземной насосной станции и обеспечивающей отключение
хвостовика, открытие гидравлических каналов в клапанном устройстве для подачи нефти
или рабочей жидкости с ингибиторами на вход глубинного штангового насоса.
Поставленная задача решается также за счет того, что в клапанном устройстве для добычи нефти вышеописанным способом, включающем имеющий центральный и боковой
каналы корпус, выполненный с по меньшей мере двумя отверстиями для сообщения цен4
BY 16277 C1 2012.08.30
трального и бокового каналов и с по меньшей мере одним отверстием для сообщения бокового канала с затрубным пространством; затвор в виде двухпозиционного плунжера,
который с уплотнением установлен в боковом канале с возможностью перемещения и
фиксации в верхнем положении; ограничитель хода двухпозиционного плунжера; центральный канал корпуса выполнен с возможностью соединения в верхней части со штанговым глубинным насосом и в нижней части с хвостовиком; ограничитель хода
двухпозиционного плунжера выполнен с возможностью обеспечения установки плунжера
в нижнем положении; в верхней части бокового канала устроен герметичный ввод, снабженный обратным клапаном, для подключения трубопровода, соединенного с наземной
насосной станцией, обеспечивающей подачу под давлением рабочей жидкости с ингибиторами в надплунжерную полость бокового канала; в нижней части бокового канала
устроен посадочный узел для установки срывного стопорящего элемента, обеспечивающего фиксацию плунжера в верхнем положении с перекрытием каждого отверстия для сообщения центрального и бокового каналов и каждого отверстия для сообщения бокового
канала с затрубным пространством; при этом двухпозиционный плунжер выполнен с возможностью обеспечения гидравлической связи затрубного пространства скважины с полостью центрального канала при его установке в нижнем положении и открытия при этом
гидравлической связи между надплунжерной полостью и полостью центрального канала.
В частном случае исполнения клапанного устройства ограничитель хода двухпозиционного плунжера может быть выполнен в виде ступени, расположенной в нижней части
бокового канала.
Кроме этого, в конструкции клапанного устройства может быть предусмотрено выполнение двухпозиционного плунжера либо с кольцевой выемкой, либо с осевой полостью и радиальными каналами для обеспечения сообщения центрального канала с
затрубным пространством.
Помимо этого, в надплунжерной полости или в подплунжерной полости бокового канала могут быть расположены соответственно пружина сжатия или пружина растяжения,
обеспечивающая устойчивое нижнее положение двухпозиционного плунжера.
Способ добычи нефти и клапанное устройство для его осуществления поясняются
следующими чертежами.
На фиг. 1 изображена схема установки для реализации способа добычи нефти с использованием заявляемого клапанного устройства в период откачки жидкости глушения;
на фиг. 2 изображена схема установки в период подъема нефти; на фиг. 3 - разрез клапанного устройства с размещением двухпозиционного плунжера в нижнем положении; на
фиг. 4 - разрез клапанного устройства с размещением двухпозиционного плунжера в
верхнем положении.
Установка для добычи нефти включает наземную насосную станцию 1 с системами
управления, в которой расположены емкости 2, 3, 4 с различными ингибиторами, входящими в состав рабочей жидкости, насосами-дозаторами 5, 6, 7, которые подсоединены к
гибкому бронированному трубопроводу 8, и через него с клапанным устройством 9, установленным между глубинным штанговым насосом (ГШН) 10, и хвостовиком 11 на колонну труб НКТ 12. Хвостовик 11 оснащен всасывающим клапаном 13. Гибкий
бронированный трубопровод 8 закреплен на колонне НКТ 12 при помощи клямсов 14.
Всасывающий клапан 15, установленный в приемной камере 16 ГШН 10, гидравлически
связан с одним из каналом клапанного устройства 9.
Клапанное устройство 9 (фиг. 3, 4) состоит из корпуса 17, в котором выполнены центральный канал 18, боковой канал 19, отверстия 20, 21 для сообщения каналов 18, 19 и отверстие 22 для сообщения бокового канала 19 с затрубным простанством скважины. На
канале 18 выполнены резьбы 23 и 24 для присоединения устройства к ГШН 10 и хвостовику 11 соответственно. Внутри канала 19 с возможностью перемещения установлен
двухпозиционный плунжер 25, герметизация которого внутри канала 19 обеспечивается за
5
BY 16277 C1 2012.08.30
счет уплотнительных элементов 26. В верхней части канала 19 устроен герметичный ввод
в виде полого штуцера 27 с установленной в его полости пружиной сжатия 28. Полость
штуцера 27 и часть канала над плунжером 25 образуют надплунжерную полость 29. На
штуцере 27 устроен обратный клапан 30 с внутренним каналом 31, диаметр которого
меньше или равен внутреннему диаметру гибкого бронированного трубопровода 8, соединенного с наземной насосной станцией 1, обеспечивающей подачу рабочей жидкости
для управления клапанным устройством под давлением в надплунжерную полость 29.
Расположение двухпозиционного плунжера 25 в верхнем положении (фиг. 3), при котором
отверстия 20, 21 и 22 перекрыты, обеспечивается срывным стопорящим элементом,
например штифтом 32, расположенным в установочном узле 33, выполненном в нижней
части канала 19. Для установки плунжера 25 в нижнем положении (фиг. 4) в конструкции
бокового канала 19 предусмотрено наличие ограничителя хода, выполненного в виде ступени 34 канала, а в конструкции двухпозиционного плунжера 25 - большей ступени 35,
которой он "садится" на ступень 34 бокового канала. Кроме этого, в плунжере 25 выполнена радиальная выемка 36, которая обеспечивает гидравлическую связь затрубного пространства скважины через отверстия 22 и 21 с полостью центрального канала 18 при
установке плунжера 25 в нижнем положении. Помимо этого, в этом положении плунжера
открывается сообщение между надплунжерной полостью 29 через отверстие 20 и полостью центрального канала 2.
Способ добычи нефти с использованием заявляемого клапанного устройства реализуют следующим образом (фиг. 1).
В начальный период освоения скважины ГШН 10 производит отбор жидкости глушения через хвостовик 11 и всасывающий клапан 13, центральный канал 18 клапанного
устройства 9, всасывающий клапан 15 в приемную камеру 16 ГШН 10 и далее по колонне
насосно-компрессорных труб 12 на устье скважины. Одновременно из продуктивного
пласта 37 через перфорационные отверстия 38 в скважину поступает пластовый флюид,
который, вследствие того что его плотность значительно ниже плотности жидкости глушения, поднимается наверх до динамического уровня 39. В процессе работы ГШН 10
происходит постепенное замещение жидкости глушения пластовым флюидом. Отбор
жидкости все это время производится через хвостовик 11. При отборе жидкости глушения
гибкий бронированный трубопровод 8 заполнен рабочей жидкостью под гидростатическим давлением, которое удерживается настраиваемым обратным клапаном 30, препятствуя тем самым несанкционированному срабатыванию клапанного устройства 9. Верхнее
положение плунжера 25 в канале 3 (фиг. 1, 3), при котором отсутствует гидравлическая
связь между затрубным пространством 40 и центральным каналом 18 и надплунжерной
полостью 29 также с центральным каналом 18 за счет перекрытия плунжером 25 отверстий 22 и 20, зафиксировано срывным штифтом 32.
По завершении отбора жидкости глушения скважину переводят на подъем нефти
(фиг. 2, 4). Расположенные в насосной станции 1 насосы-дозаторы 5, 6, 7 совместно с рабочей жидкостью подают ингибиторы из емкостей 2, 3, 4 по гибкому бронированному
трубопроводу 8 в клапанное устройство 9, повышая в нем давление, при этом происходит
открытие обратного клапана 30 и давление передается на двухпозиционный плунжер 25,
который, перемещаясь вниз, срезает штифт 32 и "садится" ступенью 35 на ограничитель
хода 34. Двухпозиционный плунжер 25 занимает такое положение внутри канала 19, при
котором отверстие 22 совпадает с выемкой 36 плунжера, которая, в свою очередь, совпадает с отверстием 21 для сообщения каналов 18 и 19. "Освободившаяся" пружина 28 обеспечивает устойчивое нижнее положение двухпозиционного плунжера 25. Появляется
сообщение между затрубным пространством 40 и каналом 18 по следующему пути: отверстие 22, выемка 36 плунжера 25, отверстие 21, канал 18 и далее к приемной камере ГШН
10. Кроме этого, плунжер имеет такой вертикальный размер, чтобы при установке его в
нижнем положении обеспечивалось открытие гидравлической связи между надплунжер6
BY 16277 C1 2012.08.30
ной полостью 29 и полостью центрального канала 18 через отверстие 20. Давление внутри
хвостовика 11 и в затрубном пространстве 40 выравнивается, вследствие чего клапан 13
закрывается, таким образом происходит отключение хвостовика 11. В приемную камеру
16 ГШН 10 с динамического уровня 39 затрубного пространства 40 поступает пластовый
флюид, в процессе подъема до динамического уровня естественным образом освободившийся от растворенного попутного газа.
Одновременно по гибкому бронированному трубопроводу 8 насосы-дозаторы 5, 6, 7
из емкостей 2, 3, 4 соответственно через открытый гидравлический канал клапанного
устройства 9 (надплунжерная полость 29 - отверстие 20 - полость центрального канала 18)
совместно с рабочей жидкостью в приемную камеру 16 ГШН 10 подают ингибиторы, разрушающие асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), препятствующие солеотложению и подавляющие коррозию и т.д.
Смешиваясь с добываемым пластовым флюидом, они по колонне НКТ 12 поступают
на устье скважины.
Таким образом, предлагаемое техническое решение позволяет значительно повысить
эффективность работ при добыче нефти, устранить негативное влияния хвостовика в процессе добычи нефти на месторождениях с высоким газовым фактором, значительно облегчить разрушение АСПО путем подачи соответствующих ингибиторов непосредственно
на прием глубинного штангового насоса, снизить коррозию внутрискважинного оборудования и тем самым увеличить межремонтный период и снизить затраты на эксплуатацию
месторождений нефти.
Фиг. 2
7
BY 16277 C1 2012.08.30
Фиг. 3
Фиг. 4
Национальный центр интеллектуальной собственности.
220034, г. Минск, ул. Козлова, 20.
8
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
0
Размер файла
663 Кб
Теги
патент, by16277
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа