Способ подъема жидкости из скважин


 


Владельцы патента RU 2465442:

Гриб Виталий Семенович (RU)

Изобретение относится к способу 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, например для осушения, обводнения, сбора и ее транспортировки. Обеспечивает упрощение способа, возможность постоянной работы пласта и создания знакопеременных депрессий на пласт без смены глубинно-насосного оборудования, а также улучшение экологической обстановки и уменьшение затрат. Сущность изобретения: по способу скважину оборудуют 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. Подъем жидкости из скважины на поверхность осуществляют по внутренней полости насосно-компрессорных труб меньшего диаметра периодически нагнетаемым в межтрубное пространство газом. При этом уровень жидкости в межтрубном пространстве не опускают до низа насосно-компрессорных труб меньшего диаметра. Для стимуляции притока жидкости из пласта осуществляют знакопеременное депрессионно-репрессионное воздействие подачей газа необходимого давления в затрубное пространство при закрытой запорной арматуре на выкидной линии. 1 ил.

 

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/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 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/см2. 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.

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.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к гидроприводным насосным установкам и может использоваться для добычи нефти, воды и других жидкостей из скважин. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к штанговой насосной установке при отборе жидкости из скважины, и может быть использовано и в других отраслях промышленности и сельского хозяйства.

Изобретение относится к насосостроению, в частности к способам подъема воды с механическими примесями, и может быть использовано при водоснабжении из подземных источников для чистки колодцев и скважин от песка, глины и ила, поступающих из водоносного пласта, а также при добыче полезных ископаемых через скважины и при строительстве скважин, особенно в сельской местности при дачном огородничестве и садоводстве.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к техническим средствам для подъема жидкости из скважин, и может быть использовано для добычи нефти из скважин штанговыми насосами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в скважинных штанговых насосных установках. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для эксплуатации нефтяных скважин с высоковязкой продукцией. .

Изобретение относится к области гидромашиностроения, в частности к скважинным штанговым насосам, предназначенным для добычи жидкости из скважин, и может быть использовано в нефтегазодобывающей отрасли.

Изобретение относится к гидравлическим машинам объемного вытеснения, точнее - к приводным устройствам, включающим гидравлические или пневматические средства, и может быть использовано в качестве привода, например насоса, для подъема жидкостей с больших глубин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам, и может быть использовано для эксплуатации обводненных нефтяных скважин с раздельным подъемом на поверхность воды и нефти.

Изобретение относится к технике механизированной добычи нефти и может быть использовано при добыче легкой, вязкой и высоковязкой нефти с большим содержанием газа. .

Изобретение относится к способу добычи в естественном залегании битумов или особо тяжелой нефти из близких к поверхности месторождений нефтеносного песка, в котором для уменьшения вязкости битума или особо тяжелой нефти в месторождение вводят тепловую энергию, при этом применяют, по меньшей мере, одну транспортировочную трубу для транспортировки сжиженного битума или особо тяжелой нефти и, по меньшей мере, одну трубу для ввода тепловой энергии, которые проходят обе параллельно.

Изобретение относится к области технических средств защиты кольцевого затрубного пространства скважины, ведущего на поверхность, от давления, превышающего предельные давления колонны труб или противовыбросовых превенторов при обработке призабойной зоны пласта и, в частности, во время проведения гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению обводненной простаивающей газовой скважины со смятой эксплуатационной колонной в продуктивном интервале в условиях аномально низкого пластового давления и незначительной газоносной толщины оставшейся части продуктивного пласта.

Изобретение относится к области гидравлического разрыва в подземных пластах и может найти применение, в частности, на нефтяных и газовых месторождениях. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам создания депрессии на пласт с помощью закачиваемых в скважину систем раздельных фаз.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам создания депрессии на пласт с помощью закачиваемых в скважину систем раздельных фаз.
Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности, к области разработки многопластовых нефтяных залежей массивного типа. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности, к области разработки многопластовых нефтяных залежей массивного типа. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам для добычи нефти. .

Изобретение относится к геофизической технике, конкретно к техническим средствам для перфорации стенок обсаженных нефтяных скважин
Наверх