Способ совместной эксплуатации нескольких объектов в добывающей скважине и устройство для его осуществления

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, и может быть применено для добычи углеводородов из низконапорных коллекторов вышележащего пласта и гидроминерального сырья из коллекторов высоконапорного нижележащего пласта. Способ включает спуск колонны НКТ, оснащенной устройствами для подъема флюида. При этом энергия потока полного дебита флюида из высоконапорного пласта используется как для его собственного подъема по стволу колонны НКТ, так и для подъема флюида низконапорного пласта по колонне НКТ с помощью струйного аппарата на более высокий уровень. Для обеспечения подъема смеси флюидов обоих эксплуатационных пластов до устья скважины с необходимым запасом напора ее полного потока предусматривается дополнение фонтанного способа подъема смеси флюидов газлифтным способом. Для реализации способа предлагается комбинированная лифтовая установка, включающая комбинацию, по крайней мере, двух узлов подъема флюида скважины, где в качестве узла смешения и подъема смеси флюидов двух эксплуатационных пластов на первом этапе используется струйный аппарат, который находится в колоне НКТ между пакерами. При этом полость рабочего сопла струйного аппарата гидравлически связана с призабойной зоной нижнего высоконапорного пласта, а полость его приемной камеры гидравлически связана с призабойной зоной верхнего низконапорного пласта. Технический результат заключается в повышении эффективности технологии совместной эксплуатации нескольких пластов одной добывающей скважиной. 2 н.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для организации совместной эксплуатации добывающей скважиной, по меньшей мере, двух объектов (пластов, пропластков и т.д.) многопластового месторождения, которые разделены пластами непроницаемых пород. В частности, изобретение может быть использовано для добычи углеводородов из низконапорных обводненных коллекторов вышележащего объекта и гидроминерального сырья из коллекторов высоконапорного нижележащего объекта.

Известен способ разработки нефтегазоконденсатных месторождений (патент №2079639, опубл. 20.05.97, бюл. №14), при котором производят бурение перепускных скважин за контуром нефтеносности до глубин, вскрывающих автономную зону сверхгидростатических давлений, при этом создают подвижный регулируемый газоводяной вал на контуре нефтеносности углеводородной залежи путем регулируемого перепуска пластовой газонасыщенной термальной воды через пробуренные перепускные скважины из зоны сверхгидростатических давлений под нефтеносную законтурную зону разрабатываемого месторождения с последующим использованием перепускных скважин в качестве эксплуатационных при разработке вышележащего горизонта.

Недостатком способа является необходимость дополнительных затрат на бурение перепускных скважин, а использование их в качестве эксплуатационных приводит к нерациональному использованию пластовой энергии.

Известен способ разработки нефтегазоконденсатных месторождений по а.с. №1818466, опубл. 30.05.93, бюл. №20. Он предусматривает проводку стволов горизонтальных скважин вдоль нижней части нефтенасыщеного коллектора с подъемом ствола в верхнюю его часть, в газовую шапку. В результате этого подъем нефти осуществляется за счет энергии сжатого газа газовой шапки и одновременно за счет естественного газлифта. Регулирование притока газа производится с использованием дросселя, устанавливаемого в эксплуатационной колонне в непосредственной близости от газонефтяного контакта.

Недостатком способа является тот факт, что при существующей газогидравлической связи между коллекторами давление в нефтяном и газовом пластах будут быстро уравниваться, а это сделает невозможным длительное использование энергии газовой шапки как для поддержания давления, так и для активного газлифта. Кроме того, данный способ невозможно использовать, когда газовые, нефтяные и водоносные пласты разделены непроницаемыми породами.

Известен способ раздельной эксплуатации объектов добывающей скважины и один из вариантов установки для его реализации (патент №2328590, опубл. 10.07.2008, бюл. №19), выбранный в качестве прототипа. Способ включает спуск последовательно в скважину двух колонн труб большого и меньшего диаметров, размещенных одна в другой концентрично. Колонну большего диаметра оснащают пакером и перепускным узлом или элементом для потока среды - рабочего агента или добываемого флюида. Эксплуатацию осуществляют, по меньшей мере, двух объектов одной скважины.

Недостатком способа является необходимость использования двух колонн подъемных труб, что существенно увеличивает металлоемкость конструкции подъемника. Помимо этого энергия высоконапорного объекта не используется в полной мере для подъема по стволу скважины флюида из низконапорного объекта, даже если определенное количество добываемого флюида из объекта с большим приведенным забойным давлением через струйный насос направляется в подъемную колонну объекта с меньшим забойным давлением. Не предусмотрено также, в случае фонтанной эксплуатации высоконапорного объекта с использованием струйного аппарата, наличие дополнительного подъемника, который был бы в состоянии компенсировать потери напора подъема флюида из высоконапорного объекта в процессе передачи части своей энергии флюиду из низконапорного объекта.

Целью данного изобретения является повышение эффективности совместной эксплуатации нескольких объектов одной добывающей скважины.

Поставленная цель достигается за счет того, что осуществляется совместная эксплуатация одной лифтовой колонной, по крайней мере, двух объектов в добывающей скважине с использованием для лифта смеси флюидов этих объектов по колонне НКТ струйного аппарата, после предварительного расчета его рабочих параметров, при этом совместная эксплуатация обеспечивается путем создания депрессии на верхний низконапорный объект (зона II чертежа) и напора смеси флюидов за счет энергии полного дебита флюида из нижнего высоконапорного объекта (зона I), а для завершения подъема потока смеси флюидов обоих объектов до устья скважины и создания общей депрессии на объекты добычи используется газлифт (зона III).

Пластовая энергия нижнего высоконапорного объекта, преобразованная в энергию потока флюида, за счет работы струйного аппарата осуществляет как подъем флюидов обоих объектов по стволу колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), так и создает депрессию на низконапорный объект. А газлифт на завершающем этапе обеспечивает не только подъем смеси флюидов до устья скважины с необходимым запасом напора, но и обеспечивает соответствующий уровень общей депрессии на эксплуатационные объекты.

Способ совместной эксплуатации объектов добывающей скважины включает в себя спуск в добычную скважину колонны НКТ, оснащенной, по крайней мере, двумя пакерами, одним регулируемым дросселем с фильтром, одним струйным аппаратом, одним обратным и одним газлифтным клапанами, и эксплуатацию, по меньшей мере, двух объектов одной скважины. Технологическая цель изобретения достигается тем, что разобщается герметично пространство скважины между обсадной колонной и колонной НКТ на глубине ниже верхнего объекта и на глубине несколько ниже установки, по крайней мере, первого газлифтного клапана, и гидравлически связывается через дроссель с фильтром ствол НКТ с призабойной зоной нижнего объекта, а через струйный аппарат - с призабойной зоной верхнего объекта.

Для реализации способа выполняются технологические операции вовлечения, по крайней мере, двух объектов в качестве добывающих и эксплуатируемых комбинированным «фонтанным - насосным - газлифтным» способом. Устанавливается пакер между объектами, при этом полный дебит флюида высоконапорного объекта через фильтр, предохраняющий рабочее сопло струйного насоса от попадания частиц породы пласта, и дроссель, служащий для регулирования объема дебита, направляется в струйный аппарат, в котором осуществляется смешение флюидов обоих объектов и передача энергии потока высоконапорного объекта потоку смеси флюидов обоих объектов для ее подъема вдоль направляющей оси ствола колонны НКТ. На расчетном уровне в колонне НКТ устанавливаются обратный и газлифтный клапаны, а несколько ниже уровня их установки устанавливается пакер, который разделяет затрубное пространство НКТ на зону, связанную с забоем низконапорного объекта и зону подачи газа высокого давления с устья скважины. За счет подачи газа высокого давления осуществляется окончательный подъем смеси флюидов обоих объектов до устья скважины с требуемым запасом напора потока.

Для реализации заявляемого способа предлагается комбинированная лифтовая установка «струйный насос - газлифт», включающая комбинацию, по крайней мере, двух узлов подъема флюида скважины, где в качестве узла смешения и подъема смеси флюидов двух эксплуатационных объектов на первом этапе используется струйный аппарат, который находится в колоне НКТ между пакерами, при этом полость его рабочего сопла гидравлически связана с призабойной зоной нижнего высоконапорного объекта, а полость его приемной камеры гидравлически связана с призабойной зоной верхнего низконапорного объекта, рабочим агентом струйного аппарата служит поток флюида нижнего высоконапорного объекта, а узлом второго этапа подъема смеси пластовых флюидов служат включенные в колонну газлифтный и обратный клапаны, расположенные над верхним пакером.

Принципиальный вид установки представлен на чертеже, где 1 - эксплуатационная колонна; 2 - колонна НКТ; 3 - газлифтный клапан; 4 - обратный клапан; 5 - верхний пакер; 6 - диффузор; 7 - струйный аппарат; 8 - камера смешения струйного аппарата; 9 - приемная камера струйного аппарата; 10 - рабочее сопло струйного аппарата; 11 - интервал перфорации на верхний эксплуатационный объект; 12 - нижний пакер; 13 - регулируемый дроссель с фильтром; 14 - интервал перфорации на нижний эксплуатационный объект.

Установка для реализации способа включает (см. фиг.1) спущенную и установленную в эксплуатационную колонну (1) скважины колонну НКТ (2), оснащенную, по крайней мере, двумя пакерами (верхним (5) и нижним (12)), одним регулируемым дросселем с фильтром (13), одним струйным аппаратом (7), одним обратным (4) и одним газлифтным (3) клапанами. При этом цель изобретения, с технической точки зрения, достигается тем, что установка включает в себя элементы, объединенные в три узла (расположенных в соответствующих трех зонах), обеспечивающих одновременное действие трех способов подъема флюида скважины: регулируемый дроссель с фильтром (13); струйный аппарат (7) с пакером (12); обратный (4) и газлифтный (3) клапаны с пакером (5). При этом регулируемый дроссель с фильтром (13), установленный в нижней части колонны НКТ (зона I), гидравлически связывает через интервал перфорации (14) призабойную зону нижнего высоконапорного пласта с полостью ствола колонны НКТ, а участок ствола НКТ от выходного отверстия регулируемого дросселя с фильтром (13) до выходного отверстия рабочего сопла (10) струйного аппарата (7) является элементом колонны, служащей для фонтанного подъема флюида высоконапорного объекта. Струйный аппарат (7), посредством приемной камеры (9), камеры смешения (8) и диффузора (6) (зона II), гидравлически связывает ствол колонны НКТ с призабойной зоной верхнего низконапорного объекта, а пакер (12) является элементом установки, разделяющим заколонное пространство скважины на эксплуатационные зоны нижнего и верхнего объектов. Часть ствола колонны от выхода диффузора (6) до обратного клапана (4) является элементом фонтанно-насосного подъема смеси флюидов обоих объектов. Обратный клапан (4) является элементом, разделяющим фонтанно-насосный и газлифтный участки подъема смеси флюидов, а пакер (5) отделяет эксплуатационную зону верхнего объекта от части заколонного пространства, предназначенного для подачи газа высокого давления. Газлифтный участок подъема смеси флюидов (зона III) включает газлифтный клапан (3) и участок ствола колонны НКТ от обратного клапана до устья скважины.

Предлагаемый способ и устройство для его осуществления могут быть осуществлены по аналогии со следующим примером.

Пример.

Технологические показатели предлагаемого способа и комбинированной установки для его осуществления определены на примере экспериментальной скважины №197 УКПГ - 5 Вуктыльского НГКМ.

Исходные данные: глубина скважины №197 составляет - 3239 м; диаметр эксплуатационной колонны - 168 мм; лифтовая колонна собрана из НКТ диаметром 73 мм; интервал перфорации верхнего эксплуатационного объекта (верхневизейско-башкирские отложения) - 3239-3189 м, пластовое давление находится на уровне 12 МПа; при величине депрессии в 2,5 МПа расчетный дебит жидкости верхнего объекта составляет Q=48,2 м³/сут; интервал перфорации нижнего эксплуатационного объекта (нерасчлененные отложения стешевского, тарусского горизонтов серпуховского яруса и веневские визейского яруса нижнего карбона) 3340-3335 м, пластовое давление находится на уровне 31 МПа; при величине депрессии в 3 МПа расчетный дебит жидкости нижнего объекта составляет Q=50,2 м³/сут; необходимая высота уровня излива над поверхностью земли, а=3 м; плотность жидкости (эмульсия пластовой воды и жидких углеводородов) равна 1114 кг/м³.

Предварительно определяются достижимый перепад давления струйного насоса с диффузором, давление в характерных сечениях струйного насоса, оптимальное отношение сечений и относительный перепад давления, создаваемый струйным насосом (Δр_c/Δр_р)=f(u), где:

f_p1 - площадь выходного сечения рабочего сопла;

f₃ - площадь выходного сечения камеры смешения;

Δр_с/Δр_р - относительный перепад давлений, создаваемый струйным насосом;

Δр_c=p_с-p_и - перепад давлений, создаваемый струйным насосом;

Δр_р=р_р-p_и - перепад давлений рабочего потока;

f(u) функция - u=G_и/G_p - коэффициента инжекции, т.е. отношения G_и - массового расхода инжектируемого потока к G_p - массовому расходу рабочего потока.

Расчет выполнен исходя из следующих условий: рабочая и инжектируемая среда - однотипный водо-углеводородный флюид, для которого удельные объемы рабочего, инжектируемого и смешенного потоков одинаковы, т.е. v_р=v_н=v_с. Коэффициент инжекции u=2, давление инжектируемого потока во входном сечении р_и=12 МПа; давление рабочего потока до входа в сопло р_р=28 МПа; изменение давления инжектируемого потока Δр_и=16 МПа.

Оптимальное соотношение сечений определяется по формуле:

где а=φ₂;

.

При рекомендуемых, экспериментально выявленных, значениях (φ₁=0,95; φ₂=0,975; φ₃=0,9; φ₄=0,925) величины - а, в и с будут иметь следующие значения:

а=0,975;

в=-[0,975+1,19(1+u)²-0,78u²]=-[0,975+10,71-3,12]=-8,565;

c=1,19(1+u)²=10,71.

Оптимальное соотношение сечений

Величина n=f₃/f_и2 определена по формуле n=6,92/(6,92-1)=1,17.

Достижимый относительный перепад давлений рассчитан по формуле:

По полученному значению относительного перепада давлений определен возможный перепад давлений струйного насоса Δр_с=0,12·16=1,94 МПа.

В этом случае давление смешенного потока на выходе из диффузора - р_с=р_и+Δр_с=12+1,94=13,94 МПа, а давление инжектируемого потока во входном сечении цилиндрической камеры смешения - р₂=p_и-Δр_к=12-1,94=10,06.

Значения оптимального сечения и перепада давления насоса получены исходя из условий размещения струйного насоса на забое башкирских отложений и при коэффициенте инжекции u=2. Для определения оптимальных величин задаваемых исходных параметров, проведены расчеты аналогичные вышеприведенным.

Место расположения насоса остается прежним, т.е. давление инжектируемого потока во входном сечении и давление рабочего потока до входа в сопло будут иметь те же значения р_и=12 МПа, р_р=28 МПа, изменяется величина коэффициента инжекции в пределах 1-2. Результаты расчетов представлены в таблице 1.

Таблица 1
Результаты расчетов коэффициента инжекции
u		Δрс, МПа	рс, МПа	р2, МПа	Gc, м3/сут
1	3,6	3,7	15,7	8,3	96,4
1,5	5,15	2,6	14,6	9.4	80,33
2	6,92	1,94	13,94	10,06	72,3

Как видно из приведенных в таблице данных, с уменьшением коэффициента инжекции характеристики струйного подъемника улучшаются, достигая оптимального значения для данных условий при u=1,3-1,6.

Характеристики газлифтного подъемника, необходимого для завершения подъема продукции скважины на дневную поверхность, определяются следующим образом. Величина подъема скважинной жидкости за счет работы струйного насоса составит:

В этом случае высота газлифтного подъема будет равна h_газл=3242-(25+1336)=1881 м.

По формуле Н=Kh определяется глубина установки газлифтного клапана от уровня излива. Коэффициент К подобран сообразно величинам давления на устье газа высокого давления и глубины скважины, а также с учетом экспериментально выявленных оптимальных величин. В данном случае коэффициент К=1,59. Он не попадает в интервал оптимальных значений, но если взять рекомендуемый К=2, то Н составит величину, превышающую глубину скважины.

Удельный расход газа - R_опт на подъем одного куба жидкости до выбранного уровня излива определен из соотношения (уравнение А.П.Крылова* для удельного расхода газа газлифтного подъемника «Справочная книга по добычи нефти» под редакцией Ш.К.Гиматудинова стр.228):

где R_опт - удельный расход газа в м³/т; V_опт - оптимальный объем газа нагнетания в т/сут; L - длина поъемника в м; d - диаметр подъемных труб в мм; ρ - плотность флюида в кг/м³; p₁ и р₂ - давления у башмака и на устье в Па.

Полный расход газа необходимый на подъем расчетного суточного дебита до уровня излива составит:

W=Q·αR_опт=80,33·79,83=6413 м³/сут.

Расход смеси на изливе составит q=W+Q=6413+80,33=6493,33 м³/сут.

Рабочее давление газа газлифтного подъемника определяем по формуле:

р_раб=0,01[h(K-1)+5]=0,01[1881(1,59-1)+5]=11,15 МПа.

Это давление выше устьевого, обеспечиваемого газом высокого давления, практически в два раза. Поэтому, чтобы обеспечить устойчивую работу газлифтного подъемника, высота газлифтного подъема разделяется на две камеры замещения путем установки второго обратного клапана и второго газлифтного клапана на глубине 941 м.

Таким образом, полученные основные характеристики работы подъемника следующие: суточный расход газа - 6413 м³/сут; рабочее давление - 5,57 МПа. Следует отметить, что в приведенных расчетах не учитывалось возможное наличие в пластовом флюиде свободного и растворенного газа. Их присутствие позволит улучшить показатели работы предлагаемого газлифтного подъемника.

1. Способ эксплуатации нескольких объектов в добывающей скважине путем спуска в нее колонны насосно-компрессорных труб, оснащенной устройствами для подъема флюида, отличающийся тем, что совместная эксплуатация нескольких объектов осуществляется посредством одной колонны насосно-компрессорных труб, выполняющей функцию лифтовой колонны для двух и более объектов в добывающей скважине, при этом для подъема смеси флюидов этих объектов по колонне насосно-компрессорных труб используется струйный аппарат, установленный в колонне насосно-компрессорных труб в зоне верхнего низконапорного объекта, а совместная эксплуатация обеспечивается путем создания депрессии на верхний низконапорный объект и напора смеси флюидов за счет энергии полного дебита флюида из нижнего высоконапорного объекта, при этом для завершения подъема потока смеси флюидов обоих объектов до устья скважины и создания общей депрессии на эти объекты используется газлифт.

2. Устройство для осуществления способа по п.1, включающее спущенную в добывающую скважину колонну насосно-компрессорных труб с дросселем, оснащенную, по крайней мере, двумя пакерами, расположенными между эксплуатационными объектами, и узлом подъема и смешения потоков среды - рабочего агента и добываемого флюида, отличающееся тем, что включает комбинацию, по крайней мере, двух узлов подъема флюида скважины, где в качестве узла смешения и подъема смеси флюидов двух эксплуатационных объектов на первом этапе используется струйный аппарат, который находится в колоне насосно-компрессорных труб между пакерами, при этом полость его рабочего сопла гидравлически связана с призабойной зоной нижнего высоконапорного объекта, а полость его приемной камеры гидравлически связана с призабойной зоной верхнего низконапорного объекта, рабочим агентом струйного аппарата служит поток флюида нижнего высоконапорного объекта, а узлом второго этапа подъема смеси пластовых флюидов служат включенные в колонну газлифтный и обратный клапаны, расположенные над верхним пакером.