способ эксплуатации скважин и устройство для его осуществления

Формула изобретения

1. Способ насосной эксплуатации скважин, включающий установку насоса и ниже насоса хвостовика с перегородками, отличающийся тем, что проходные сечения в перегородках регулируют в зависимости от величины расхода газожидкостной смеси, а при остановке насоса их перекрывают.

2. Устройство для насосной эксплуатации скважин, содержащее насос и установленный в скважине ниже насоса хвостовик с перегородками, отличающееся тем, что перегородки выполнены из упругого материала с прорезями для регулирования расхода газожидкостной смеси в процессе эксплуатации скважины и перекрытия сечения хвостовика при остановке скважины.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к способам добычи нефти с применением глубинных насосов.

Известен способ эксплуатации скважин, включающий откачку обводненной нефти глубинным насосом, ниже которого установлен хвостовик [1]

Недостаток способа заключается в том, что водонефтяная эмульсия в хвостовике расслаивается и вода скапливается на забое скважины, ухудшая условия ее эксплуатации.

Наиболее близким к заявляемому является способ насосной эксплуатации скважин, включающий установку ниже насоса хвостовика с диспергаторами для диспергирования газовых пузырьков и деэмульгирования водонефтяной эмульсии [2]

Известный способ не предотвращает накапливания воды на забое скважины, особенно при невысокой скорости движения потока и отключении насоса.

Технической задачей, стоящей перед изобретением, является обеспечение равномерного отбора из скважины нефти и воды.

Для решения этой задачи в процессе насосной эксплуатации скважин с обводненной нефтью, включающем установку ниже насоса хвостовика с перегородками, проходные сечения в перегородках регулируют в зависимости от величины газожидкостного потока, а при остановке насоса перекрывают.

Способ может быть реализован с применением насосных установок, аналогичных известным и содержащих спущенный в скважину на колонне насосно-компрессорных труб глубинный насос и установленный ниже насоса хвостовик с перегородками [2] Для реализации способа перегородки выполняют из упругого материала и с прорезями. Перегородки могут быть установлены в муфтовых соединениях труб, из которых собран хвостовик.

Наличие перегородок с прорезями способствует диспергированию эмульсии и предотвращает ее расслоение. По мере увеличения расхода жидкости прорези раскрываются, а при остановке скважины они смыкаются и перекрывают сечение хвостовика.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 дана схема устройства для реализации способа; на фиг. 2 узел А на фиг.1; на фиг.3 сечение по В-В на фиг.2.

Установка для насосной эксплуатации скважин включает спущенный в скважину на колонне труб глубинный насос 1 и установленный под насосом хвостовик 2 с пакером 3. Полость хвостовика разделена перегородками 4, отлитыми из упругого материала, например, полиэтилена. В перегородках выполнены прорези, образующие лепестки, раскрывающиеся под напором восходящего потока. Перегородки 4 установлены в муфтовых соединениях 5 труб, из которых собран хвостовик 2.

При работе насоса 1 жидкость из надпакерной зоны подается на поверхность, а в освобождаемое пространство через хвостовик 2 подкачивается водонефтяная эмульсия с забоя скважины. Интенсивное перемешивание на лепестках перегородок 4 предотвращает расслоение эмульсии на нефть и воду.

При остановке насоса лепестки перегородки 4 смыкаются, что даже при длительной остановке, когда эмульсия в трубах расслаивается, предотвращает стекание воды на забой скважины.

Эффективность способа зависит от протяженности участка хвостовика между перегородками. Известно, что при ламинарном течении вязкой жидкости длина участка с возмущенным (гомогенным) режимом течения после диспергатора описывается уравнением [3] L 0,115 ReR,

где Re число Рейнольдса потока;

R радиус трубопровода, м;

L длина начального участка, м.

Применительно к нефтяной скважине это уравнение преобразуется к виду: ,

где n вязкость транспортируемой жидкости, м ² /с;

Q дебит жидкости, м ³ /с.

Результаты расчетов величины L от параметров водонефтяной смеси приведены на фиг.1. Для сохранения устойчивого потока в хвостовике величина L должна превышать расстояние между перегородками, которое при установке их в муфтовых соединениях составляет 8-10 м. Из рисунка видно, что при дебитах 5-10 т/сут для нефтей с вязкостью не более 0,510^-6 м²/с величина L превышает 10 м. Известно, что вязкость нефтей и водонефтяных эмульсий месторождений Западной Сибири при пластовых условиях не превышает 10^-6 м²/с. Таким образом, предложенный способ эффективен при установке перегородок с прорезями на расстоянии порядка 10 м независимо от диаметра труб хвостовика.

Рассмотрим пример эксплуатации скважины глубиной 3000 м (L_э) с дебитом по жидкости 10 т/сут при обводненности в сепараторе 5% Продуктивность пласта (k) 3 т/МПа, уровень нефти в межтрубном пространстве 50 м, плотность нефти (_н) 0,8 г/см³, давление на устье скважины (Р_у) 0,6 МПа. Штанговый глубинный насос установлен на глубине 1500 м (L_н).

Из исходных данных следует, что давление на приеме насоса составляет Р_н Р_у + 0,1_нL 0,5 + 12 12,5 МПа.

Расчеты [4] показывают, что при рассматриваемом режиме местное водосодержание потока в скважине под насосом составляет 95% а плотность водонефтяной смеси _см = 0,95_в + 0,05_н = 0,99 г/см³,

где _в плотность воды, 1 г/см³.

Таким образом, давление на забое равно P₃ P_н + 0,1_см (L₃ L_н) 12,5 + 14,25 26,75 МПа.

Расчетный дебит Q_о k(P_пл P_з) 9,75 т/сут близок к фактическому.

При установке хвостовика с перегородками плотность смеси составит

При поддержании того же уровня нефти в скважине давление на забое составит 12,5 + 0,1 (L_з L_н) 12,5 + 12,01 24,51 МПа, а дебит (Р_пл P_з)k 3 (30 24,51) 16,5 т/сут. Дебит возрастает на 65%