способ бустерлифтной эксплуатации скважин

Формула изобретения

Способ бустерлифтной эксплуатации скважин, включающий нагнетание газожидкостной смеси бустерной насосной установкой в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб, оборудованной средством для осуществления перетока газожидкостной смеси в ее полость, разобщенную с кольцевым пространством пакером, отличающийся тем, что используют колонну насосно-компрессорных труб со скважинными камерами и установленными в них пусковыми клапанами, а в качестве средства для осуществления перетока газожидкостной смеси в полость насосно-компрессорных труб используют гидроструйный насос и пусковые клапаны при достижении расчетного давления в точке их установки, при этом нагнетают в кольцевое пространство скважины газожидкостную смесь с высоким газосодержанием, а при снижении давления столба жидкости над пусковыми клапанами осуществляют переток газожидкостной смеси в полость насосно-компрессорных труб только через гидроструйный насос.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи жидких углеводородов, особенно в высокодебитных обводняющихся скважинах.

Известен способ вызова притока в скважинах устройством для обработки скважин, состоящий из корпуса с проходным каналом, в котором имеется гнездо для посадки шара и эжекторной приставки, включающей в себя корпус, камеру смешения, диффузор, гнездо с твердосплавным насадком и заглушкой. Принцип работы устройства основан на передаче энергии от одной рабочей жидкости к другой, инжектируемой, и используется для откачки пластовой жидкости и создания требуемой депрессии в зоне продуктивного горизонта скважины [1].

Известен также способ газлифтной эксплуатации скважин [2]. При этом способе эксплуатации газ, поступающий с поверхности или из газового пласта в разрезе той же скважины, вводится в поток пластовой жидкости. При этом плотность газожидкостной смеси уменьшается и давление на забое нефтяного пласта оказывается достаточным не только для обеспечения из скважины заданного отбора, но и создания на устье необходимого напора для транспортировки продукции до сборного пункта. При газлифтном способе эксплуатации подземная компоновка насосно-компрессорных труб оборудуется одним или несколькими пакерами, а также скважинными камерами, в которые устанавливаются пусковые клапана, служащие для плавного запуска газлифтной скважины в работу и подачи газа в колонну насосно-компрессорных труб при ее работе.

Недостатком данного способа является то, что требует значительных начальных капиталовложений, поэтому применяется на крупных месторождениях с высокими пластовыми давлениями и с высокими коэффициентами продуктивности скважин, если же он применяется на малодебитном или периодически работающем фонде скважин, то резко возрастает удельный расход газа - это объем газа в нормальных м³, необходимый для подъема одного 1 м³ жидкости из скважины, и расходы на подготовку и транспорт газа могут превышать выручку от реализации полученной нефти. Также недостатком этого метода является то, что имея многокилометровую коммуникационную сеть газопроводов высокого давления, необходимо иметь штат высококвалифицированного обслуживающего персонала, а применяемые химические реагенты для борьбы с гидратообразованиями и коррозией газопроводов, периодические их продувки связаны с повышенной пожаровзрывоопасностью и резким ухудшением экологической ситуации окружающей среды.

Также известен способ газлифтной эксплуатации скважин с нагнетанием в кольцевое пространство скважины газожидкостной смеси с помощью установки, выполняющей функцию бустерной насосной установки. Патент США N 4711306, N E 21 B 43/00, 1987, 8 л. [3].

Нагнетание газожидкостной смеси бустерной насосной установкой осуществляется в кольцевое пространство скважины между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб, а их полость и кольцевое пространство разобщены пакером, причем их связь для перетока газожидкосной смеси, осуществляется через отверстие, расположенное в непосредственной близости от пакера - ПРОТОТИП.

Самым главным недостатком данного способа является то, что отсутствует возможность поддержания заданного забойного давления при работе скважины из-за постоянного сообщения кольцевого пространства с полостью насосно-компрессорных труб через отверстие над пакером, а следовательно, и полного эффективного использования ее добывных возможностей.

Цель изобретения - эффективное использование добывных возможностей высокодебитных обводняющихся скважин и снижения затрат на добычу жидких углеводородов.

Поставленная цель достигается тем, что бустерная насосная установка нагнетает в кольцевое пространство скважины газожидкостную смесь с высоким газосодержанием, а компоновка насосно-компрессорных труб содержит скважинные камеры с пусковыми клапанами и гидроструйный насос, работающий от газожидкостной смеси с высоким газосодержанием, нагнетаемой в кольцевое пространство скважины, причем внутренняя полость насосно-компрессорных труб разобщена с кольцевым пространством пакером.

На чертеже представлена схема осуществления заявляемого способа бустерлифтной эксплуатации скважин, где:

1 - групповая замерная установка;

2 - установка предварительного отделения газа;

3 - бустерная насосная установка;

4 - эксплуатационная колонна;

5 - колонна насосно-компрессорных труб;

6 - скважинные камеры с пусковыми клапанами;

7 - гидроструйный насос;

8 - пакер;

9 - обратный клапан;

10 - линия подачи скважинной продукции с групповой заменой установки;

11 - линия подачи газа на прием бустерной насосной установки;

12 - линия подачи жидкости на дозировочный насос бустерной насосной установки;

13 - нагнетательная линия с выкида бустерной насосной установки;

14 - линия подачи жидкости со скважины на групповую замерную установку;

Способ реализуется следующим способом.

С групповой замерной установки - 1 скважинная продукция по линии - 10 направляется на установку предварительного отделения газа - 2, откуда жирный попутный газ по линии - 11 подается на прием бустерной насосной установки - 3, а жидкость по линии - 12 на прием дозировочного насоса бустерной насосной установки - 3, далее полученную газожидкостную смесь с высоким газосодержанием, бустерный насос по выкидной линии - 13, через обратный клапан - 9 нагнетает в кольцевое пространство скважины, между эксплуатационной колонной - 4 и колонной насосно-компрессорных труб - 5. Давление быстро растет. Переток жидкости из кольцевого пространства скважины в полость насосно-компрессорных труб идет только через гидроструйный насос - 7. При достижении расчетного давления в точке установки пусковых клапанов - 6 они открывается и жидкость из кольцевого пространства скважины через клапана и гидроструйный насос - 7 перетекает в полость насосно-компрессорных труб, а следом и газожидкостная смесь с высоким газосодержанием, облегчая столб жидкости над пусковыми клапанами. При снижении давления столба жидкости над пусковыми клапанами - 6 до расчетного и ниже они закрываются. Теперь газожидкостная смесь с высоким газосодержанием проходит только через гидроструйный насос - 7, активизируя его работу и вызывая интенсивный приток из скважины, снижая забойное давление - Р_заб. Производительность гидроструйного насоса - 7 и величина создаваемой депрессии на призабойную зону скважины- P регулируется объемом и давлением нагнетания газожидкостной смеси с высоким газосодержанием бустерной насосной установкой - 3.

P = P_пл-P_заб,

где P_пл - пластовое давление;

P_заб - забойное давление в работающей скважине.

При уменьшении газосодержания в жидкости, инжектируемой через гидроструйный насос, и повышения давления в полости насосно-компрессорных труб в точках установки пусковых клапанов до расчетного они откроются, пропустят порцию газожидкостной смеси с высоким газосодержанием из кольцевого пространства в полость насосно-компрессорных труб, снижая удельный вес столба жидкости, а следовательно, и давление в точках установки пусковых клапанов, при достижении расчетного давления они закроются. Скважинная жидкость по линии - 14 подается на групповую замерную установку. Кольцевое пространство и полость насосно-компрессорных труб разобщены пакером.

При необходимости цикл повторяется.

Таким образом заявляемый способ более эффективен и экономичен по сравнению со способом прототипа, позволяет осуществить более полную выработку запасов с наименьшими затратами.

Источники информации

1. В. М. Кифор. Устройство для обработки скважин. УОС .00.000ТО. СКТБ "Недра", Ивано-Франковский институт нефти и газа, 1983.

2. Н.Г.Середа, В.А.Сахаров, А.Н.Трофимов. Спутник нефтяника и газовика, М., "Недра", 1986. С. 184-185.

3. Патент США N 4711306, кл. E 21 B 43/00, 1987, 8 л.