способ подъема жидкости из скважин

Формула изобретения

Способ подъема жидкости из скважин, характеризующийся тем, что в скважине, оборудованной обсадной колонной и колонной насосно-компрессорных труб с обратным клапаном в нижней части, во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб устанавливают вторую колонну насосно-компрессорных труб меньшего диаметра с обратным клапаном в нижней части, а подъем жидкости из скважины на поверхность осуществляют по внутренней полости насосно-компрессорных труб меньшего диаметра периодически нагнетаемым в межтрубное пространство газом, причем уровень жидкости в межтрубном пространстве не опускают до низа насосно-компрессорных труб меньшего диаметра, а для стимуляции притока жидкости из пласта осуществляют знакопеременное депрессионно-репрессионное воздействие подачей газа заданного давления в затрубное пространство при закрытой запорной арматуре на выкидной линии.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к технике подъема жидкости из скважин и может быть востребовано в различных отраслях промышленности, в том числе в нефтяной и газовой промышленности, в сельском хозяйстве, в строительстве и в других отраслях, где возникает необходимость подъема жидкости.

Известны способы подъема жидкости жидкости 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; кн. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2003 - 816 с).

Известен газлифтный способ подъема нефти на поверхность, при котором в скважину (в обсадную колонну) опускают 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 нагнетают 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 ее плотности, и способствует продвижению этой жидкости на поверхность за счет «проталкивания» ее на поверхность поднимающимися пузырьками газа (см. кн. И.Т.Мищенко. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2003 - 816 с.).

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).

Существенным недостатком аналогов является 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 «Сургутнефтегаз».

Наиболее близким техническим решением является 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 скважины поднимают путем ее вытеснения через внутреннюю полость насосно-компрессорных труб периодическим нагнетанием в их затрубное пространство сжатого до необходимого давления газа, причем уровень жидкости в затрубном пространстве не опускают до низа насосно-компрессорных труб (см. патент на изобретение № 2330936, Бюл. № 22 от 10.08.2008 г. Авторы Гриб B.C., Байжева Л.В.).

Недостатком прототипа является периодическая работа пласта, так как во время вытеснения жидкости по внутренней полости насосно-компрессорных труб расположенный в пакере клапан закрыт и пласт изолирован от скважины.

В процессе работы скважины проницаемость призабойной зоны может ухудшаться из-за того, что в перовом пространстве призабойной зоны могут накапливаться смолисто-парафиновые отложения и т.п. В этом случае рекомендуется осуществлять обработку призабойной зоны различными реагентами (соляно-кислотная обработка и т.п.). Возникает проблема доставки реагента в призабойную зону, что, как правило, сопряжено с извлечением из скважины глубинно-насосного оборудования и длительным непродуктивным простоем скважины.

Существенным недостатком и аналогов, и прототипа является невозможность создания без замены глубинно-насосного оборудования знакопеременных депрессий на пласт, необходимых часто для проведения мероприятий по улучшению проницаемости призабойной зоны пласта.

Технической задачей настоящего изобретения является упрощение способа подъема жидкости с забоя на поверхность, упрощение глубинно-насосного оборудования, возможность обеспечения постоянной работы пласта и создания знакопеременных депрессий на пласт без смены глубинно-насосного оборудования, улучшение экологической обстановки и уменьшение затрат на подъем жидкости из скважин.

Техническая задача достигается тем, что в скважине, оборудованной обсадной колонной и колонной насосно-компрессорных труб с ообратным клапаном в нижней части, во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб опускают еще одну колонну насосно-компрессорных труб меньшего диаметра с обратным клапаном в нижней части. Жидкость из скважины вытесняют на поверхность по внутренней полости насосно-компрессорных труб меньшего диаметра нагнетаемым в межтрубное пространство (кольцевое пространство между наружным диаметром насосно-компрессорных труб меньшего диаметра и внутренним диаметром насосно-компрессорных труб большего диаметра) газом, причем уровень жидкости в межтрубном пространстве не опускают до низа насосно-компрессорных труб меньшего диаметра (жидкость в межтрубном пространстве используют как «жидкий поршень»), а знакопеременную депрессию (депрессионно-репрессионное воздействие) создают нагнетанием газа в затрубное пространство при закрытой запорной арматуре на выкидной линии.

Сущность изобретения поясняется чертежом, где на фигуре показана принципиальная схема предложенного способа. В скважину, оборудованную обсадной колонной 1, опускают насосно-компрессорные трубы 2 и 3 с обратными клапанами 4 и 5 в нижней части. На поверхности располагают ресивер 6, компрессор 7, электроклапаны 8, 9, 10, 12 и 13 и манометры 11. Станция управления(не показана) по заданной программе открывает и закрывает электроклапаны.

Исходно все электроклапаны закрыты. При нагнетании газа при открытом электроклапане 8 из ресивера 6 в межтрубное пространство клапан 5 будет закрыт и жидкость из межтрубного пространства, открыв клапан 4, будет перетекать во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб 3 и в выкидную линию (при открытом электроклапане 10). Уровень жидкости в межтрубном пространстве не опускают до клапана 4 (должен быть выше на 10-20 метров), что можно контролировать по манометру 11, т.е. при нижнем значении уровня жидкости в межтрубном пространстве газ из межтрубного пространства не проходит во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб 3. Затем давление в межтрубном пространстве понижают (например, перепускают в соседнюю скважину или с помощью компрессора 7 откачивают в ресивер 6), клапан 4 при этом закроется и давление столба жидкости, находящейся во внутренней полости насосно-компрессорных труб 3, не будет передаваться в межтрубное пространство. В этот момент гидростатическое давление столба жидкости в межтрубном пространстве будет меньше забойного давления (динамического уровня в затрубном пространстве), клапан 5 откроется и жидкость из затрубного пространства будет перетекать в межтрубное пространство, стремясь подняться до динамического уровня.

После достижения установленного технологической службой динамического уровня в межтрубном пространстве (или после установленного времени накопления жидкости в межтрубном пространстве) цикл вытеснения жидкости из межтрубного пространства повторяют.

Простые расчеты показывают реальность такого способа подъема жидкости. На примере реальной скважины примем глубину Н спуска насосно-компрессорных труб 1000 метров, статический уровень Нет 300 метров от устья. Предположим, что скважина заполнена пластовой водой удельного веса 1,14 г/см (при наличии нефти значения давлений будут меньше). Гидростатическое давление столба жидкости полностью заполненных насосно-компрессорных труб 3 составит 114 кг/см ². 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 3 будет составлять 124 кг/см². Гидростатическое давление столба жидкости в межтрубном 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 межтрубного пространства для вытеснения жидкости необходимо создать давление большее 124-80=44 кг/см². Если необходимо, выталкивая нефть на поверхность по внутренней полости насосно-компрессорных труб 3, понизить уровень в межтрубном пространстве на 100 метров (т.е. до 400 метров от устья), то давление нагнетаемого газа необходимо поднять с 44 кг/см² до 56 кг/см² . Соответственно, если необходимо уровень жидкости в межтрубном пространстве понизить на 200 метров от статического (от 300 метров), то давление газа в межтрубном пространстве следует поднять до 68 кг/см².

Повышение коэффициента полезного действия предлагаемого способа подъема жидкости из скважин может быть достигнуто использованием этого способа в нескольких соседних скважинах, если газ из межтрубного пространства скважины, в которой завершен цикл вытеснения жидкости, перепускать в межтрубное пространство соседней скважины, в которой предстоит увеличивать давление в межтрубном пространстве для осуществления цикла подъема жидкости. 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.

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 межтрубном пространстве.

Предлагаемый способ подъема жидкости из скважин позволяет достаточно просто решить задачу доставки реагента в призабойную зону пласта. В затрубное пространство (в кольцевое пространство между обсадной колонной 1 и колонной насосно-компрессорных труб 2) закачивают необходимый реагент, закрывают выкидную линию (электроклапаны 8, 10 12 и 13), открывают электроклапан 9 и в затрубное пространство из ресивера 6 нагнетают газ, задавливая находящийся в затрубном пространстве реагент в продуктивный пласт. Выждав необходимое время для реакции реагента с пластом, скважину запускают в работу описанным способом.