Пристрій для зменшення обводнення продукції нафтогазових свердловин

Корисна модель відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, і може бути використаний переважно в нафтовидобувній промисловості. Відбір нафти у свердловинах можна поділити на два етапи: 1 етап. Фонтанний відбір, коли за рахунок різниці питомої ваги пластової води і нафти, остання іде фонтаном, а потім пластова вода підходить до свердловини і за рахунок більшої питомої ваги поступово накопичується в свердловині і фонтан перестає діяти. 2 етап. Механічний видобуток. На сьогодні, як в Україні так і в Росії близько 90% свердловин переведені на механічний видобуток. В більшості випадків відстань від перфорації свердловини до насоса тисяча і більше метрів, де накопичується майже чиста пластова вода, котра діючи на прибійну зону безводного нафтового пласта поступово утворює "конус обводнення". Зволожені капіляри нафтоносного пласта негативно впливають на вихід нафти, але позитивно - на вихід води, що значно підвищує кількість води в продукції свердловини. Аналоги пристрою для зменшення обводнення продукції нафтогазових свердловин нам не відомі. Щоб не було контакту води з необводненою частиною нафтоносного пласту необхідно не дати проникати туди воді. Це буде можливим, якщо потік водонафтогазової суміші в зоні перфорації пустити зверху вниз. В даному випадку нафтогазова суміш, маючи меншу ніж вода питому вагу, буде збиратися зверху, а вода "тонути" в нафті окремими бульками або струмочками. Отже, таким чином, ми ізолюємо пласт від негативного впливу води, і "конус обводнення" поступово зменшується і поступово зовсім зникає, а кількість нафти в продукції свердловини зростає. Це добре виконує запропонований пристрій, який складається з насосно-компресорної труби (НКТ), що опирається на вибій свердловини і має отвори на рівні нижніх дірок перфорації обсадної колони, а на верхній частині НКТ, вище інтервалу перфорації закріплена пружна гнучка бензомаслостійка манжета, відділяюча простір перфорації від простору обсадної колони, з можливістю ізоляції нафтонасиченого пласта, а манжета додатково ущільнюється механічними домішками із продукції свердловини. Висота шару домішок визначається рівнем розташування манжети відносно верха ловильної головки. Фіг.1. Пристрій для зменшення обводнення продукції нафтогазових свердловин: 1. обсадна колона свердловини; 2. насосно-компресорна труба (НКТ); 3. пружна, гнучка манжета, яка відділяє інтервал перфорації від простору обсадної колони; 4. шар механічних домішок, що відкладається на манжету із продукції свердловини при її роботі; 5. отвори для доступ у рідини із пласта в заглушену знизу НКТ; 6. низ підйомних труб на яких опускається пристрій в свердловину; 7. дно зумпфа; 8. простір зумпфа; 9. отвори перфорації обсадної колони свердловини; 10. умовно зображений захисний кожух манжети 3; 11. простір обсадної колони вище манжети 3; 12. нафтонасичена зона пласта; 13. водонасичена зона пласта. Пристрій (фіг.1) складається із насосно-компресорної труби 2, на якій зверху встановлена типова внутрішня ловильна головка (не показано). Нижче неї закріплена манжета 3, яка відділяє перфорацію від обсадної колони і ущільнюється в ній шаром механічних домішок 4, що відкладаються на манжету 3 із продукції свердловини при її роботі. Таке ущільнення має значні переваги перед існуючими пакерами простотою, а також тим, що легко демонтується в разі потреби, маючи 100% герметизацію. Заглушений низ НКТ 2 опирається на вибій свердловини і має отвори 5 для доступу рідини із пласта в НКТ. Пристрій опускається підйомними трубами на дно зумпфа 7 в зумпфірі 8 свердловини. Отвори 5 мусять бути трохи нижче нижніх дірок інтервалу перфорації 9, манжета 3 на НКТ встановлюється над зоною перфорації продуктивного пласта, для виділення її від решти об'єму обсадної колони свердловини. Попереднє ущільнення манжети З забезпечує прокладка із пружної бензомаслостійкої тканини. На період спуску пристрою в свердловину манжету 3 укладено в захисний кожух 10, закріплений на підйомних труба х 6, і яка розправляється в робочий зоні після підйому тр уб б і захисного кожуха 10. Роботу пристрою розглянемо в свердловині, яка обводнюється. На встановленому в зоні перфорації пристрою потік нафти і пластової води і газу при виході із пласта змінює напрямок течії, прямуючи зверху вниз до отворів 5 на НКТ 2 і по ній піднімається в простір 11 обсадної колони над манжетою 3 пристрою. Повне ущільнення манжети 3 в обсадній колоні свердловини приходить з часом при роботі свердловини шаром механічних домішок, які відкладаються із продукції свердловини, спочатку при зупинці роботи сведловини, а потім при роботі за рахунок зміни швидкості руху рідини над манжетою. Висота ущільнюючого шару механічних домішок 4 на манжеті З визначається відстанню від фланця манжети 3 до верхнього кінця ловильної головки. Решта механічних домішок виноситься із продукцією свердловини на верх і далі -у збірний колектор. При зміні напрямку руху нафти, газу і води після перфорації, зверху вниз, виключається проникнення води в нафтонасичену зону перфорованого інтервалу, при цьому нафтонасичена зона пласта 12 вивільняється від присутності води, зникає конус обводнення; в пласті йде розділення на нафтогазову та водн у фази, що зменшує можливість створення в прибійній зоні пласта (ПЗП) водонафтових емульсій, в'язкість котрих значно вища від взятих нарізно води та нафти. В ПЗП іде накопичення нафти і газу. а вода, ви ходячи із пласта, стікає вниз через нафтовий затвор окремими кульками та струмочками і відразу потрапляє через отвори 5 в НКТ і далі наверх. Нафта, проникаючи в пори водонасиченої зони пласта 13, зменшує ви хід води в ПЗП. Таким чином в ПЗП створюється нафтогазовий затвор, що перешкоджає проникненню води до нафтоносного пласта (навіть при зупинці роботи свердловини) і сприяє піввищенню вмісту нафти в продукції свердловини.