Способ добычи нефти и устройство для его осуществления

(51) МПК (2006) НАЦИОНАЛЬНЫЙ ЦЕНТР ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ(71) Заявитель Республиканское унитарное предприятие Производственное объединение Белоруснефть(72) Авторы Галай Михаил Иванович Демяненко Николай Александрович Лобов Александр Иванович(73) Патентообладатель Республиканское унитарное предприятие Производственное объединение Белоруснефть(56) Нефтепромысловое оборудование Справочник / Под редакцией Е.И. Бухленко. Москва Недра, 1990. - С. 167-169.2189504 1, 2002.2100578 1, 1997.2114282 1, 1998.3833060, 1974.4399865, 1983.(57) 1. Способ добычи нефти, заключающийся в том, что устанавливают в обсадной колонне насосно-компрессорную колонну и, посредством пакера, гидравлический забойный поршневой двигатель возвратно-поступательного действия и жестко связанный с ним глубинный насос, управление которым осуществляют при помощи потока рабочей жидкости,отличающийся тем, что используют насосно-компрессорную колонну, выполненную из 10667 1 2008.06.30 двух концентрично расположенных колонн насосно-компрессорных труб, по одной из которых подают на устье скважины извлекаемый пластовый флюид, а рабочую жидкость подают с устья скважины в гидравлический забойный поршневой двигатель через межтрубное пространство сдвоенной колонны насосно-компрессорных труб и межтрубное пространство, образованное обсадной колонной и сдвоенной колонной насосно-компрессорных труб, по замкнутому циклу, исключающему потери рабочей жидкости и смешивание ее с пластовым флюидом, причем управление гидравлическим забойным поршневым двигателем возвратно-поступательного действия осуществляют с устья скважины. 2. Устройство для добычи нефти, включающее установленные в обсадной колонне насосно-компрессорную колонну и, посредством пакера, гидравлический забойный поршневой двигатель возвратно-поступательного действия и жестко связанный с ним глубинный насос, отличающееся тем, что гидравлический забойный поршневой двигатель установлен на насосно-компрессорной колонне, выполненной в виде двух концентрично расположенных колонн насосно-компрессорных труб, внутренние полости которых изолированы друг от друга средоразделителем, через который проходит полый шток с внутренним каналом, гидравлически соединяющим глубинный насос с внутренней полостью насоснокомпрессорной трубы меньшего диаметра, при этом гидравлический забойный поршневой двигатель возвратно-поступательного действия выполнен с возможностью подачи рабочей жидкости по замкнутому циклу и исключения смешивания рабочей жидкости с добываемым пластовым флюидом. 3. Устройство по п. 2, отличающееся тем, что глубинный насос оснащен всасывающим клапаном и поршнем с нагнетательным клапаном и полым штоком, выполненным с радиальными отверстиями в нижней части. Изобретение относится к нефтяной промышленности, а точнее к способам добычи нефти и устройствам для их осуществления. Известен способ добычи нефти 1 с использованием глубинного насоса. 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. Недостатком известного способа добычи нефти является то, что этот способ при использовании его на малодебитных скважинах применяется совместно с штанговым глубинным насосом (ШГН), что влечет за собой истирание насосно-компрессорных труб(НКТ), обрыв насосных штанг, большие эксплуатационные расходы, связанные с заменой НКТ и колонны штанг. Известен также способ и устройство для добычи нефти 2, включающее в себя колонну НКТ с хвостовиком и пакером. Внутри НКТ установлен штанговый насос. В НКТ помещен дозирующий узел, который соединяет полость НКТ с затрубным пространством. Недостатком данного способа является то, что наряду с подачей маловязкой жидкости в затрубное пространство производится отбор пластового флюида при помощи штангового глубинного насоса, связанного со станком-качалкой, колонной насосных штанг, что приводит к усложнению конструкции. Пластовый флюид дополнительно разбавляют жидкостью, подаваемой с устья скважины, что подразумевает дополнительные затраты нефти. Наличие колонны насосных штанг, движение которой внутри НКТ приводит к износу как НКТ, так и самой колонны насосных штанг, ведет к увеличению эксплуатационных расходов. Известен также способ добычи нефти с помощью ШГН, основанный на том, что глубинный насос приводится в действие станком-качалкой при помощи колонны насосных штанг 3. 2 10667 1 2008.06.30 Основным недостатком данного способа добычи нефти является то, что во время эксплуатации происходит интенсивный износ НКТ вследствие истирания ее движущимися насосными штангами, износ и обрыв самих насосных штанг, что приводит к остановке добычи для смены насосного оборудования и замены колонны НКТ. Кроме того, для привода в действие глубинного насоса на устье скважины устанавливается энерго- и металлоемкий станок-качалка. Все это ведет к значительным затратам при добыче нефти. Наиболее близким техническим решением является установка гидропоршневых насосов и принцип ее действия 4. Он основан на использовании гидравлической энергии жидкости, закачиваемой под высоким давлением в гидравлический забойный поршневой двигатель возвратно-поступательного действия, преобразующий эту энергию в возвратнопоступательное движение жестко связанного с ним поршневого насоса. При этом на устье поступает смесь рабочей жидкости и пластового флюида. Недостатком этого способа является то, что в процессе добычи нефти добываемый пластовый флюид смешивается с рабочей жидкостью, что влечет за собой необходимость их разделения и очистки, а механические примеси, находящиеся в добываемом пластовом флюиде, затрудняют работу золотникового устройства, которое управляет работой гидродвигателя. Сложность конструкции агрегата обусловлена тем, что золотниковое переключающее устройство расположено внутри гидропривода, и в случае его выхода из строя необходимо поднимать всю компоновку на устье скважины для ремонта. Так как рабочая жидкость смешивается с добываемым пластовым флюидом, возникает необходимость в большом расходе ингибиторов, подавляющих коррозию, и тем самым возрастают эксплуатационные расходы. Задачей создания изобретения является повышение эффективности работ при добыче нефти устранение износа колонны НКТ вследствие ее истирания насосными штангами упрощение конструкции гидропривода создание условий, при которых управление работой гидропривода осуществляется только с устья скважины обеспечение циркуляции рабочей жидкости по замкнутому циклу и исключение возможности ее смешивания с добываемым пластовым флюидом снижение коррозии колонны НКТ и тем самым увеличение межремонтного периода и снижение затрат на эксплуатацию месторождений нефти. Поставленная задача решается за счет того, что в способе добычи нефти, заключающемся в том, что устанавливают в обсадной колонне насосно-компрессорную колонну и,посредством пакера, гидравлический забойный поршневой двигатель возвратнопоступательного действия и жестко связанный с ним глубинный насос, управление которым осуществляют при помощи потока рабочей жидкости, согласно изобретению, используют насосно-компрессорную колонну, выполненную из двух концентрично расположенных колонн насосно-компрессорных труб, по одной из которых подают на устье скважины извлекаемый пластовый флюид, а рабочую жидкость подают с устья скважины в гидравлический забойный поршневой двигатель через межтрубное пространство сдвоенной колонны насосно-компрессорных труб и межтрубное пространство, образованное обсадной колонной и сдвоенной колонной насосно-компрессорных труб, по замкнутому циклу, исключающему потери рабочей жидкости и смешивание ее с пластовым флюидом,причем управление гидравлическим забойным поршневым двигателем возвратнопоступательного действия осуществляют с устья скважины. Поставленная задача в устройстве, реализующем способ добычи нефти, решается за счет того, что в устройстве, включающем установленные в обсадной колонне насоснокомпрессорную колонну и, посредством пакера, гидравлический забойный поршневой двигатель возвратно-поступательного действия и жестко связанный с ним глубинный насос, согласно изобретению, гидравлический забойный поршневой двигатель установлен 3 10667 1 2008.06.30 на насосно-компрессорной колонне, выполненной в виде двух концентрично расположенных колонн насосно-компрессорных труб, внутренние полости которых изолированы друг от друга средоразделителем, через который проходит полый шток с внутренним каналом,гидравлически соединяющим глубинный насос с внутренней полостью насосно-компрессорной трубы меньшего диаметра, при этом гидравлический забойный поршневой двигатель возвратно-поступательного действия выполнен с возможностью подачи рабочей жидкости по замкнутому циклу и исключения смешивания рабочей жидкости с добываемым пластовым флюидом. Кроме этого, глубинный насос может быть оснащен всасывающим клапаном и поршнем с нагнетательным клапаном и полым штоком, выполненным с радиальными отверстиями в нижней части. На фиг. 1 показана схема осуществления способа добычи нефти на фиг. 2 - схема устройства для добычи нефти в режиме всасывания пластового флюида на фиг. 3 - схема устройства для добычи нефти в режиме нагнетания пластового флюида. Установка для осуществления способа добычи нефти (фиг. 1) включает в себя насосный агрегат 1 с системами управления, расположенный на устье скважины, глубинный насос 2, жестко связанный с ним гидравлический забойный поршневой двигатель возвратно-поступательного действия (гидропривод) 3. Вся компоновка спускается на сдвоенной, концентрически расположенной колонне НКТ 4 и 5 и устанавливается в обсадной колонне 6 посредством пакера 7. Добычу нефти осуществляют следующим образом. Рабочую жидкость под давлением от насосного агрегата 1, расположенного на устье скважины, подают в межтрубное пространство 8, образованное обсадной колонной 6 и колонной НКТ 5, в гидропривод 3, который приводит в действие глубинный насос 2, и пластовый флюид подается вовнутрь колонны НКТ 4 и далее на устье скважины. Рабочая жидкость, пройдя через привод насоса 3 по внутренней полости 9 колонны НКТ 5 большего диаметра, подается к насосному агрегату 1. Насосный агрегат 1 переключают, и подачу рабочей жидкости производят во внутреннюю полость 9 колонны НКТ 5 и далее в гидропривод 3, при этом глубинный насос 2 возвращается в исходное состояние и принимает вовнутрь порцию пластового флюида. Далее цикл повторяется. В качестве рабочей жидкости может быть использована вода с добавлением ингибиторов коррозии или товарная нефть, а пластовый флюид, например, представляет собой смесь нефти, пластовой воды и попутного газа. Устройство для добычи нефти содержит глубинный насос 2, поршень 10 которого жестко связан с поршнем 11 гидропривода 3 посредством полого штока 12. В нижней части полого штока 12 выше поршня 10 выполнены одно или несколько радиальных отверстий 13. В поршне 10 устроен нагнетательный клапан 14. Глубинный насос 2 в нижней части оснащен всасывающим клапаном 15 и соединен в верхней части посредством переводника 16 с гидроприводом 3. Внутри переводника 16 установлено уплотнение 17 для полого штока 12. Гидропривод 3 в нижней части имеет одно или несколько радиальных отверстий 18, обеспечивающих гидравлическую связь полости 19 и межтрубного пространства 8, образованного колонной обсадных труб 6 и колонной НКТ 5. Поршень 11 сверху соединен с полым штоком 20, который через клапан 21 гидравлически связан с полым штоком 12 и полостью 22 глубинного насоса 2. Внутренний канал 23 полого штока 20 гидравлически связан с внутренней полостью 24 колонны НКТ 4, которая отделена от внутренней полости 9 колонны НКТ 5 посредством средоразделителя 25, который может представлять собой башмак якорный для верхнего механического крепления вставных насосови замка вставных насосовс верхним механическим креплением по 5. 4 10667 1 2008.06.30 Колонна НКТ 4 устанавливается внутри колонны НКТ 5 посредством центратора 26. Все устройство для добычи нефти размещено в обсадной колонне 6 при помощи гидромеханического или гидравлического пакера 7. Устройство для добычи нефти работает следующим образом. Всасывание (фиг. 2). Рабочая жидкость подается насосным агрегатом 1, расположенным на устье скважины, в межтрубное пространство 8 и через отверстия 18 поступает в полость 19 гидропривода 3.Поршень 11 и жестко связанный с ним при помощи полого штока 12 поршень 10 начинают двигаться вверх. В полости 27 глубинного насоса 2 создается разрежение. Всасывающий клапан 15 открывается, и полость 27 заполняется флюидом из подпакерного пространства 28. Нагнетательный клапан 14 закрывается, флюид, находящийся в полости 22 поршневого насоса 2, через радиальные отверстия 13 в полом штоке 12, канал 29, открытый клапан 21, канал 23 полого штока 20 попадает во внутреннее пространство 24 колонны НКТ 4 и далее на устье скважины. Рабочая жидкость, находящаяся в полости 30 гидропривода 3, по внутренней полости 9 колонны НКТ 5 попадает на устье скважины и далее на прием насосного агрегата 1. Нагнетание (фиг. 3). Насосный агрегат 1, расположенный на устье скважины, переключается, и рабочая жидкость подается во внутреннюю полость 9, давление в полости 30 гидропривода 3 повышается, и поршень 11 начинает движение вниз, также перемещается жестко связанный с ним посредством полого штока 12 поршень 10 глубинного насоса 2. Клапан 21 закрывается, нагнетательный клапан 14 открывается, и флюид, находящийся в полости 27, через радиальные отверстия 13 полого штока 12 перетекает в полость 22 глубинного насоса 2,заполняя ее. Рабочая жидкость, находящаяся в полости 19 гидропривода 3, через радиальные отверстия 18 перетекает в межтрубное пространство 8 и далее на устье скважины к приему насосного агрегата 1. Далее цикл повторяется. Предлагаемое техническое решение позволяет полностью устранить процесс истирания НКТ и обрыв насосных штанг вследствие их отсутствия, значительно упростить конструкцию внутрискважинного оборудования, что, в свою очередь, снизит вероятность выхода его из строя и тем самым увеличит наработку на отказ, осуществлять управление работой гидропривода с устья скважины. Так как рабочая жидкость используется по замкнутому циклу и не смешивается с пластовым флюидом, ингибиторы, подавляющие коррозию, будут сохраняться, и тем самым существенно снизится коррозия скважинного оборудования без дополнительных затрат. Наличие постоянно циркулирующей рабочей жидкости (при необходимости подогретой) позволяет устранить или сократить процесс парафинообразования на наружных и внутренних поверхностях НКТ. Все это вместе взятое позволяет значительно сократить как капитальные затраты при обустройстве месторождений нефти, так и расходы в период эксплуатации месторождений. Источники информации 1.2065026 С 1, МПК Е 21 В 43/00, 1996.08.10. 2.2088749, МПК Е 21 В 43/00, 1997.08.27. 3. Ф. Грей. Добыча нефти. - М., 2004. 4. Нефтепромысловое оборудование Справочник. - М. Недра, 1990. - С. 167-169. 5. Каталог Глубинные штанговые насосы. - ИЖНЕФТЕМАШ, 1997. - С. 41-44 и С. 57-64. 5 Национальный центр интеллектуальной собственности. 220034, г. Минск, ул. Козлова, 20. 6