способ подъема жидкости из скважин

Формула изобретения

Способ подъема жидкости из скважин, оборудованных перфорированной обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами с обратным клапаном в нижней части, отличающийся тем, что обратный клапан устанавливают и в обсадной колонне выше интервала перфорации с помощью пакера, а жидкость из скважин поднимают путем ее вытеснения через внутреннюю полость насосно-компрессорных труб периодическим нагнетанием в их затрубное пространство сжатого до необходимого давления природного газа, причем уровень жидкости в затрубном пространстве не опускают до низа насосно-компрессорных труб.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к технике подъема нефти из скважин.

Известны способы подъема нефти из скважин на поверхность, основанные на применении поршневых, электроцентробежных или других устройств, опускаемых на забой скважины (см. кн. К.Р.Уразаков, В.В.Андреев, В.П.Жулаев. Нефтепромысловое оборудование для кустовых скважин. - М.: Недра, 1999; кн. под редакцией Ш.К.Гиматудинова. Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1974).

Недостатком аналогов является наличие в скважине довольно сложных устройств, часто выходящих из строя, что вызывает необходимость проведения дорогостоящих подземных ремонтов, простои скважин и повышение себестоимости добываемой продукции. Существенно ухудшается работа глубинных насосов и в связи с тем, что большинство скважин бурят наклонно-направленно (кустовое бурение), и из продуктивных пластов вместе с жидкостью выносится большое количество механических примесей (см. кн. К.Р.Уразаков. Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин. - М.: Недра, 1993).

Известен газлифтный способ подъема нефти на поверхность, при котором в скважину (в обсадную колонну) опускаются насосно-компрессорные трубы с установленными на разной глубине клапанами. В затрубное пространство (в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами) с помощью компрессоров нагнетается газ, который, попадая во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб, смешивается с поднимаемой по внутренней полости насосно-компрессорных труб жидкостью, облегчая столб жидкости за счет уменьшения плотности ее, и способствует продвижению этой жидкости на поверхность за счет «проталкивания» ее на поверхность поднимающимися пузырьками газа (см. кн. под редакцией Ш.К.Гиматудинова. Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1974).

Существенными недостатками прототипа являются громоздкость и сложность технической реализации поверхностного компрессорного хозяйства, большой расход газа (низкий КПД), технико-экономическая нецелесообразность использования компрессорного способа эксплуатации скважин при большом процентном содержании пластовой воды в добываемой нефти. По этим причинам компрессорный способ подъема нефти с забоя скважин на поверхность заменяют глубинно-насосным способом, что имело место, например, в ОАО «Самотлорнефтегаз».

Целью настоящего изобретения является упрощение способа подъема жидкости с забоя на поверхность, упрощение глубинно-насосного оборудования, улучшение экологической обстановки, уменьшение затрат на подъем жидкости из скважин.

Настоящая цель достигается тем, что в скважину опускаются два клапана, один из которых укрепляется в обсадной колонне с помощью пакера выше кровли нефтяного пласта, а другой - в нижней части насосно-компрессорных труб. Жидкость из скважины вытесняется на поверхность по внутренней полости насосно-компрессорных труб нагнетаемым в затрубное пространство добываемым вместе с нефтью газом, причем уровень жидкости в затрубном пространстве не опускается до низа насосно-компрессорных труб (жидкость в затрубном пространстве используется как «жидкий поршень»).

На чертеже показана принципиальная схема способа подъема жидкости с забоя на поверхность и принципиальная схема устройства для его реализации. В скважину, оборудованную обсадной колонной 1, опускаются насосно-компрессорные трубы 2 с обратным клапаном 3 в нижней части. Обратный клапан 4 устанавливается с помощью пакера 5 выше кровли продуктивного пласта 6 и предназначен для того, чтобы поднимаемое в затрубном пространстве давление при вытеснении жидкости на поверхность не воздействовало на пласт 6 (чтобы находящаяся на забое жидкость не «задавливалась» в пласт 6). На поверхности располагаются ресивер 7, электродвигатель с компрессором 8 и электроклапаны 11-15.

При нагнетании газа из ресивера 7 в затрубное пространство клапан 4 будет закрыт и жидкость из затрубного пространства, открыв клапан 3, будет перетекать во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб и в выкидную линию. Уровень жидкости в затрубном пространстве не должен опускаться до клапана 3 (должен быть выше на 10-20 метров), что можно контролировать по манометрам 9 и 10, т.е. при нижнем значении уровня жидкости в затрубном пространстве газ из затрубного пространства не должен проходить во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб. Затем давление в затрубном пространстве понижается (например, с помощью компрессора 8 откачивается в ресивер 7), клапан 3 при этом закроется и давление столба жидкости, находящейся во внутренней полости насосно-компрессорных труб, не будет передаваться на продуктивный пласт 6. В этот момент гидростатическое давление столба жидкости в затрубном пространстве будет меньше пластового давления, клапан 4 откроется и жидкость из пласта 6 будет перетекать в затрубное пространство, стремясь подняться до статического уровня.

После достижения установленного технологической службой динамического уровня (или после установленного времени накопления жидкости в затрубном пространстве) цикл вытеснения жидкости из затрубного пространства повторяется.

Простые расчеты показывают реальность такого способа подъема жидкости. На примере реальной скважины примем глубину Н спуска насосно-компрессорных труб 1000 метров, статический уровень Н_ст 300 метров от устья. Предположим, что скважина заполнена пластовой водой удельного веса 1,14 г/см³ (при наличии нефти значения давлений будут меньше). Гидростатическое давление столба жидкости полностью заполненных насосно-компрессорных труб составит 114 кг/см². Если принять давление на выкиде на устье скважины (необходимое для «проталкивания» жидкости до автоматизированной групповой замерной установки или нефтесборного парка) равным 10 кг/см², то давление у низа насосно-компрессорных труб будет составлять 124 кг/см². Гидростатическое давление столба жидкости в затрубном пространстве на уровне низа насосно-компрессорных труб (700 метров от низа насосно-компрессорных труб) будет составлять 79,8 кг/см², примем за 80 кг/см ². В этом случае при закрытом обратном клапане 4 на устье затрубного пространства для вытеснения жидкости необходимо создать давление, большее 120-80=44 кг/см². Если необходимо, выталкивая нефть на поверхность по внутренней полости насосно-компрессорных труб, понизить уровень в затрубном пространстве на 100 метров (т.е. до 400 метров от устья), то давление нагнетаемого природного газа необходимо поднять с 44 до 56 кг/см ². Соответственно, если необходимо уровень жидкости в затрубном пространстве понизить на 200 метров от статического (от 300 метров), то давление природного газа в затрубном пространстве следует поднять до 68 кг/см².

Ресивер для реализации предложенного способа может быть изготовлен из стальной трубы диаметром 1420 мм, используемой для прокладки магистральных газопроводов, рабочее давление в которых 75 кг/см ².

Повышение коэффициента полезного действия предлагаемого способа подъема жидкости из скважин может быть достигнуто использованием этого способа в нескольких соседних скважинах (предположим, скважины А и Б куста скважин), если газ из затрубного пространства скважины, в которой завершен цикл вытеснения жидкости (скважина А), перепускается в затрубное пространство соседней скважины Б, в которой предстоит увеличивать давление в затрубном пространстве для осуществления цикла подъема жидкости. На газонапорных линиях установлены электроклапаны 11-15. При нагнетании газа из ресивера 7 в затрубное пространство скважины А открыты электроклапаны 14, 15 и 12. Остальные электроклапаны закрыты. После понижения уровня в затрубном пространстве в скважине А до требуемой глубины электроклапан 15 закрывается и при открытом электроклапане 14 открывается электроклапан 11 и давление из затрубного пространства скважины А перепускается в затрубное пространство скважины Б. После достижения равенства давления в затрубных пространствах скважин А и Б электроклапан 14 закрывается, а электроклапан 15 открывается. Дальнейшее повышение давления в затрубном пространстве скважины Б до нужного значения осуществляется за счет подачи газа из ресивера 7. Дальнейшее понижение давление в затрубном пространстве скважины А осуществляется подключением затрубного пространства скважины А к всасывающей линии компрессора 8, для чего электроклапан 13 открывается, а электроклапан 12 закрывается.

Таким образом можно подключить к ресиверу все скважины одного куста, установив дополнительно требуемое количество электроклапанов.

Работой оборудования всего куста скважин управляет станция управления, установленная на поверхности в удобном месте.

Таким образом можно поднимать жидкость из всех скважин куста, имея в наличии один ресивер требуемого объема, один электродвигатель с компрессором и соединительные рукава высокого давления. Для повышения надежности работы куста скважин целесообразно иметь в качестве резервных ресивер и электродвигатель с компрессором.

Производительность каждой скважины в кусте может регулироваться независимо от остальных величиной диапазона изменения давления в затрубном пространстве.