подъемник внутрискважинного газлифта

Формула изобретения

Подъемник внутрискважинного газлифта для совместной эксплуатации вскрытых одной скважиной перфорированных раздельно нефтяного горизонта и его газовой шапки, содержащий подъемную колонну труб с дросселем и два пакера с циркуляционными клапанами, установленные над интервалом перфорации газовой шапки и интервалом перфорации нефтяного горизонта, отличающийся тем, что он дополнительно снабжен концентрично относительно подъемной колонны труб наружной колонной труб, содержащей упомянутый пакер с циркуляционным клапаном, установленный над интервалом перфорации газовой шапки, и цилиндрический раструб на нижнем конце, который обеспечивает возможность гравитационного осаждения песчинок в газовом потоке и в зоне которого расположен упомянутый дроссель на подъемной колонне труб, при этом подъемная колонна труб длиннее наружной колонны труб на величину, равную интервалу перфорации газовой шапки, и имеет разъединитель, расположенный под дросселем.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобыче, а точнее - к установкам, применяемым при внутрискважинной газлифтной эксплуатации.

Предлагаемый подъемник внутрискважинного газлифта предназначен для совместного лифтирования газожидкостной смеси при высоком буферном давлении в условиях притока флюидов из слабосцементированных нефтяного горизонта и его газовой шапки, вскрытых в разрезе одной и той же скважиной.

Известен газлифт, содержащий камеру смешения с приемным и рабочим газлифтным клапанами, пакер, колонну лифтовых труб, газоотводную трубку и обратный клапан, снабженный камерой замещения, установленной в колонне над обратным клапаном, при этом газоотводная трубка введена в ее полость (см. а.с. 1267060, Е 21 В 43/00, 1985 г.). Недостатком данного газлифта является то, что рабочий агент подается с поверхности на некотором расстоянии от устья скважины, а не из газовой шапки этого же горизонта.

Известен газлифтный подъемник, включающий колонну подъемных труб, связанную с корпусом узла для ввода газообразного рабочего агента, и пакер, где узел для ввода газообразного рабочего агента выполнен в виде изогнутых трубок диаметром 0,05-0,1 диаметра подъемных труб, установленных симметрично оси устройства для коалесценции выходящих из трубок пузырьков газа, при этом на корпусе узла для ввода газообразного рабочего агента размещены центраторы, а в колонне подъемных труб выполнены равномерно по ее длине отверстия для аэрирования жидкости (см. патент 2182649, Е 21 В 43/00, 2001 г.). Недостатком газлифтного подъемника является то, что рабочий агент (газ) подается не из газовой шапки, а с поверхности устья скважины.

В качестве прототипа принята установка внутрискважинного газлифта, в которой жидкость из нефтяного горизонта поступает в подъемную колонну труб через ее башмак, а газ из вышележащего газового горизонта вводится в эту же подъемную колонну труб через специальный золотниковый забойный механизм, расположенный в подъемной колонне труб выше места ввода в нее жидкости.

Установка снабжена двумя пакерами, изолирующими межтрубное пространство скважины выше и ниже них от газа высокого давления, поступающего из газового горизонта (См. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Николаев Н.М. и др. "Оборудование для добычи нефти и газа, т.1, М. ОАО "ВНИИОЭНГ", 2001 г., страница 199, рисунок 4.6.9.6)

В упомянутом устройстве техническим средством, регулирующим расход газа, поступающего из газового горизонта в подъемную колонну труб, является съемный дроссель, замена которого осуществляется с поверхности посредством специальной техники.

Недостатком установки внутрискважинного газлифта является невозможность восстановления циркуляции при необходимости промывки, глушения или освоения скважины, и постоянное засорение дросселя песком, привносимым газовым потоком при слабой сцементированности пород газовой залежи.

Целью изобретения является расширение технологических возможностей за счет восстановления циркуляции при необходимости ремонта, промывки, глушения или освоения скважины, а также исключение засорения дросселя.

Поставленная задача достигается тем, что подъемник внутрискважинного газлифта содержит подъемную колонну труб с дросселем и два пакера с циркуляционными клапанами, установленными над интервалом перфорации газовой шапки и интервалом перфорации нефтяного горизонта, и дополнительно снабжен концентрично подъемной колонне труб наружной колонной труб, содержащей пакер с циркуляционным клапаном, установленный над интервалом перфорации газовой шапки, и цилиндрический раструб на нижнем конце, в зоне которого расположены дроссель и разъединитель под ним, установленные на подъемной колонне труб.

Размещение дросселя на подъемной колонне труб в зоне цилиндрического раструба исключает поступление в дроссель песка. Размещение дросселя над разъединителем обеспечивает легкую замену его в случае неисправности.

Превышение длины подъемной колонны труб по отношению к длине наружной колонны на величину интервала перфорации газовой шапки исключает поступление газа из газовой шапки в нижний конец подъемной колонны труб. Циркуляционный клапан наружной колонны труб, находясь между обсадной колонной скважины и наружной колонной труб, обеспечивает восстановление циркуляции между ними. А циркуляционный клапан, находящийся на подъемной колонне труб, между обсадной колонной и колонной подъемных труб обеспечивает восстановление циркуляции между подъемной колонной труб и наружной колонной труб.

Таким образом, заявляемый подъемник внутрискважинного газлифта соответствует критерию изобретения "новизна".

Сравнение заявляемого решения не только с прототипом, но и с другими техническими решениями в данной области техники показало, что заявляемое устройство обеспечивает исключение засорения дросселя, так как расположение дросселя на подъемной колонне труб в зоне цилиндрического раструба наружной колонны исключает поступление в него песка вследствие превышения скорости гравитационного оседания песчинок над скоростью газового потока в цилиндрическом раструбе из-за его увеличенного диаметра, а также заявляемое устройство обеспечивает восстановление циркуляции вследствие расположения циркуляционных клапанов над обоими пакерами.

Признаки, отличающие заявляемое техническое решение от прототипа, не выявлены в других технических решениях при изучении данной и смежной областей техники, а следовательно, обеспечивают заявляемому решению соответствие критерию "изобретательский уровень".

На фиг.1 изображен общий вид устройства.

На фиг.2 представлено размещение подъемника внутрискважинного газлифта в скважине.

Подъемник внутрискважинного газлифта состоит из подъемной колонны труб 1 и концентрично ей наружной колонны труб 2. Подъемная колонна труб 1 длиннее наружной колонны труб 2. Подъемная колонна труб 1 имеет дроссель 3, расположенный над разъединителем 4. Нижний конец подъемной колонны 1 снабжен пакером 5 и циркуляционным клапаном 6. Наружная колонна труб 2 имеет на нижнем конце цилиндрический раструб 7 и пакер 8 с циркуляционным клапаном 9. Нижний конец подъемной колонны труб 1 - это башмак 10, зона перфорации нефтяного горизонта 11, межтрубное пространство 12, интервал перфорации газовой шапки 13, обсадная колонна 14, межтрубное пространство 15, задвижки 16, 17, 18. Величина удлинения подъемной колонны труб 1 равна величине интервала перфорации газовой шапки 13, вскрытой этой же скважиной (фиг.2).

На фиг.2 иллюстрируется размещение подъемника внутрискважинного газлифта в скважине (на фиг. не указана) и принцип его работы.

В скважину с обсадной колонной 14 спускается подъемная колонна труб 1 с размещенными друг над другом дросселем 3, разъединителем 4, циркуляционным клапаном 6 и пакером 5. Пакер 5 разобщает интервал перфорации 13 газовой шапки и зону перфорации 11 нефтяного горизонта друг от друга, изолируя башмак 10 от газа, поступающего в скважину из газовой шапки. Посредством разъединителя 4 верхняя часть подъемной колонны труб 1, расположенная выше разъединителя 4, извлекается из скважины. Затем в скважину спускается наружная колонна труб 2 с циркуляционным клапаном 9, расположенным над пакером 8 и цилиндрическим раструбом 7 на нижнем конце. Дроссель 3 расположен в зоне цилиндрического раструба 7.

Межтрубное пространство 15 между наружной колонной труб 2 и обсадной колонной 14 выше интервала перфорации 13 изолируется от газа, поступающего в скважину из газовой шапки, посредством пакера 8.

После этого в скважину опускается ранее извлеченная часть подъемной колонны труб 1 над разъединителем 4 и соединяется с ним. Прокачкой через задвижку 18, наружную колонну труб 2, циркуляционный клапан 9 и задвижку 16 производится замена жидкости в межтрубном пространстве 15.

Освоение газовой шапки осуществляется прокачкой через задвижку 17, подъемную колонну труб 1, циркуляционный клапан 6, наружную колонну труб 2 и задвижку 18.

Освоение нефтяного горизонта осуществляется через дроссель 3, подъемную колонну труб 1 и задвижку 17.

Эксплуатация скважины внутрискважинным газлифтом осуществляется посредством поступления нефти из нефтяного горизонта к башмаку 10 подъемной колонны труб 1 и ее разгазирования в необходимом объеме газом газовой шапки через дроссель 3. Пакер 8 на нижнем конце наружной колонны труб 2, а точнее на цилиндрическом раструбе 7, герметизирует пространство между наружной колонной труб 2 и обсадной колонной 14 до устья скважины от интервала перфорации газовой шапки 13, избавляя обсадную колонну 14 от воздействия газа высокого давления, находящегося в газовой шапке.

Пакер 5 на нижнем конце подъемной колонны труб 1 предотвращает неконтролируемое большеобъемное поступление газа из газовой шапки в подъемную колонну труб 1 через ее башмак 10.

Дроссель 3 в подъемной колонне труб 1 обеспечивает поступление в нее необходимого расчетного объема газа для поднятия по подъемной колонне труб 1 из зоны перфорации 11 нефтяного горизонта до уровня расположения дросселя 3 и далее уже газожидкостной смеси от этого уровня до устья скважины.

Цилиндрический раструб 7 обеспечивает осаждение песчинок в газовом потоке за счет уменьшения скорости газового потока, чем больше диаметр цилиндрического раструба 7, тем меньше скорость газового потока в нем при одном и том же объеме газа. Отсутствие в газовом потоке песчинок исключает засорение ими дросселя 3.

Диаметр цилиндрического раструба 7 определяется исходя из условия осаждения песчинок в движущемся в нем газовом потоке.

Циркуляционный клапан 9 над пакером 8, герметизирующим межтрубное пространство 15 между наружной колонной труб 2 и обсадной колонной 14, обеспечивает восстановление циркуляции между наружной колонной труб 2 и обсадной колонной 14 при освоении, ремонте и глушении скважины.

Циркуляционный клапан 6 над пакером 5, герметизирующим межтрубное пространство 12 между подъемной колонной труб 1 и обсадной колонной 14, обеспечивает восстановление циркуляции между подъемной колонной труб 1 и наружной колонной труб 2 при освоении, ремонте и глушении скважины.

Разъединитель 4 на подъемной колонне труб 1 обеспечивает монтаж-демонтаж пакеров 5, 8.

Расположение дросселя 3 на подъемной колонне труб 1 в зоне цилиндрического раструба 7 наружной колонны труб 2 исключает поступление в него песка вследствие превышения скорости гравитационного оседания песчинок над скоростью газового потока в цилиндрическом раструбе 7 из-за его увеличенного диаметра. Размещение дросселя 3 над разъединителем 4 обеспечивает легкую замену дросселя 3.

Сущность данного изобретения заключается в том, что подъем нефти из нефтяного пласта на поверхность происходит за счет энергии газа газовой шапки в одной скважине. Отсюда вытекает снижение капитальных и эксплуатационных затрат, энергосбережение.