СПОСОБ ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ ИЗ СКВАЖИНЫ Российский патент 2004 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для добычи нефти при большом содержании песка в пластовой жидкости и большой кривизне скважин.

Известен способ подъема жидкости из скважины, включающий вытеснение ее из цилиндра глубинного насоса при помощи плунжера, выполняющего возвратно-поступательные движения в цилиндре под воздействием энергии станка-качалки через колонну штанг /Сидоров Н.А. Бурение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1982. - с.303-305/.

Недостатком этого способа является влияние мехпримесей в скважинной жидкости на межремонтный период, частые обрывы штанг и влияние кривизны скважины при его реализации.

Известен способ подъема жидкости из скважины, включающий вытеснение ее из цилиндра глубинного насоса при помощи плунжера, выполняющего возвратно-поступательные движения в цилиндре с помощью гидропривода под воздействием энергии силового насоса /Молчанов Г.В. и др. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. - М.: Недра, 1984. - с.227-229/.

Недостатком способа является существенное влияние мехпримесей /песка/ в скважинной жидкости на межремонтный период глубинного насоса в результате попадания механических примесей между цилиндром и плунжером.

Известен способ подъема жидкости из скважины, включающий вытеснение жидкости из цилиндра глубинного насоса при помощи плунжера, выполняющего возвратно-поступательные движения в цилиндре под воздействием энергии силового насоса, установленного на устье скважины. Причем длина цилиндра ограничена /Чичеров Л.Г. и др. Гидроштанговые установки в нефтяной промышленности. М.: ВНИИОЭНГ. – 1985, с.1-3/.

Недостатком этого способа, принятого нами в качестве прототипа, является также существенное влияние мехпримесей /песка и солей/ в скважинной жидкости на межремонтный период глубинного насоса, т.к. происходит износ плунжера и цилиндра и их заклинивание.

Задачей настоящего изобретения является повышение надежности работы глубинного насоса в условиях выноса песка и других мехпримесей, увеличение межремонтного периода.

Технический результат - уменьшение износа цилиндра глубинного насоса в условиях большого содержания механических примесей в скважинной жидкости.

Указанный технический результат достигается тем, что подъем жидкости из скважины также осуществляют путем вытеснения ее из цилиндра глубинного насоса при помощи плунжера, выполняющего возвратно-поступательные движения в цилиндре, под воздействием энергии силового насоса, установленного на устье скважины, но новым и отличным от прототипа является то, что плунжер выполняют из тяжелой жидкости, причем поступательные движения плунжера осуществляют при помощи легкой жидкости, периодически нагнетаемой силовым насосом в межтрубное пространство, причем возвратное движение плунжера осуществляют за счет разности плотностей тяжелой и легкой жидкостей и давления на приеме глубинного насоса, зависящего от глубины спуска насоса, при этом длина цилиндра не ограничена.

В качестве тяжелой жидкости используют раствор бромида цинка - бромида кальция. Известно, что раствор бромида цинка - бромида кальция используется при закачивании нефтяных и газовых скважин, для вторичного вскрытия продуктивных пластов, намыва гравийных фильтров и для капитального ремонта скважин.

Раствор наибольшей плотности /до 2300 кг/м/ отличается отсутствием твердой фазы. Внешний вид - прозрачная нелетучая жидкость с легким желтоватым оттенком. Содержание основных компонентов: бромида цинка 54,0-58,0%, бромида кальция 19,0-22,0%. Температура кристаллизации - не менее -7°С. Растворы бромида цинка - бромида кальция устойчивы во времени, неогнеопасны, невзрывоопасны. /Композит - каталог. Оборудования, материалы и услуги для нефтегазовой промышленности. T.1. – М., 1999/.

Плунжер выполнен из тяжелой жидкости (раствора), что исключает заклинивание его в цилиндре, так как песок из скважинной жидкости не может попасть между цилиндром и плунжером и не требует специальной обработки внутренней поверхности цилиндра. В качестве легкой жидкости используют скважинную (пластовую) жидкость или легкую нефть. В качестве легкой жидкости, как показывает расчет, можно применять скважинную жидкость плотностью 900 кг/м³ или легкую нефть плотностью 850-860 кг/м³.

Соотношение плотностей тяжелой и легкой жидкостей рекомендовано выдерживать: ρ_тж/ρ_лж>/=2,0. При меньших значениях этого соотношения надо уменьшать глубину спуска насоса, что делает его работу менее эффективной.

Периодичность циклов работы нефтедобывающего оборудования устанавливают автоматически в полном соответствии с добывными возможностями скважины, т.е. исходя из выполнения условий обеспечения интенсивности притока жидкости из пласта в скважину.

В качестве силового насоса можно использовать поршневой, центробежный или плунжерный насос.

На чертеже приведена схема реализации способа подъема жидкости из скважины.

Схема реализации содержит глубинный насос 1, включающий цилиндр 2 с открытым нижним торцом, плунжер 3, выполненный из тяжелой жидкости, и клапанный узел 4, установленный между цилиндром 2 и колонной насосно-компрессорных труб /НКТ/ 5. Клапанный узел 4 содержит нагнетательный клапан 6 и всасывающий клапан 7. Всасывающий клапан 7 соединен с “хвостовиком” 8, снабженным пакером 9, разделяющим в обсадной колонне 10 скважинную жидкость от тяжелой жидкости. Межколонное пространство 11 соединено с выходом поверхностного силового насоса 12, вход которого соединен с емкостью 13, снабженного датчиком уровня 14. Для управления работой силового насоса 12 схема снабжена блоком автоматики 15 и клапаном 16.

Под межколонным пространством понимают пространство между наружной стенкой НКТ и внутренней стенкой обсадной колонны.

Подъем жидкости из скважины осуществляют следующим образом.

После спуска в скважину на НКТ 5 глубинного насоса 1 с клапанным узлом 4 “хвостовик” 8 пакеруют пакером 9 и в межколонное пространство 11 закачивают /или заливают/ расчетный объем тяжелой жидкости, уровень которой устанавливается выше нижнего открытого конца цилиндра 2 глубинного насоса 1. Для поступательного движения плунжера из тяжелой жидкости 3 в цилиндре 2 вверх и выталкивания находящейся в нем скважинной жидкости силовым насосом 12 подают дополнительно в межколонное пространство 11 легкую жидкость из емкости 13. При этом клапан 16 и всасывающий клапан 7 закрываются, а нагнетательный клапан 6 открывается. Уровень жидкости в емкости 13 уменьшается и, при достижении минимального значения, датчик уровня 14 подает сигнал на блок автоматики 15 для отключения двигателя силового насоса 12 и одновременного открытия клапана 16. Давление в межколонном пространстве 11 при этом снижается и часть жидкости из межколонного пространства через открытый клапан 16 выталкивается в емкость 13 под воздействием давления, равного сумме давлений: на приеме глубинного насоса 1 /клапанный узел 4/, давления столба скважинной жидкости от клапанного узла до уровня тяжелой жидкости в цилиндре 2 глубинного насоса 1 и давления столба тяжелой жидкости в цилиндре 2. При обратном движении плунжера 3 нагнетательный клапан 6 закрывается, всасывающий клапан 7 открывается и скважинная жидкость поступает в цилиндр. В конце хода плунжера из тяжелой жидкости 3 вниз уровень легкой жидкости в емкости 13 достигает максимального значения и датчик уровня 14 выдает сигнал на включение двигателя силового насоса 12 и закрытия клапана 16. После этого цикл повторяется.

Способ подъема жидкости из скважины описывают следующим математическим выражением.

Уравнение равенства давлений в конце хода плунжера вверх имеет вид:

Р_у+ρ_сж·g·Н_ку+ρ_тж·g·h₃=Р_н+ρ_лж·g/Н_ку+h₃/,

где Р_у - давление на устье скважины, МПа;

ρ_сж - плотность скважинной жидкости, кг/м;

g - ускорение свободного падения, м/с;

Н_ку - расстояние от устья до клапанного узла 4, м;

ρ_тж - плотность тяжелой жидкости, кг/м;

h₃ - высота тяжелой жидкости в цилиндре, м;

Р_н - давление легкой жидкости на поверхности, развиваемое насосом 12, МПа;

ρ_лж - плотность легкой жидкости, кг/м³.

Уравнение равенства давлений в конце хода плунжера вниз имеет вид:

Р_пр+ρ_сж·g·h₁+ρ_тж·g·h₂=ρ_лж·g·/Н_ку+h₁+h₂/,

где Р_пр - давление на приеме глубинного насоса, МПа;

h₁ - уменьшение высоты тяжелой жидкости в цилиндре или ход плунжера, м;

h₂ - разность высот тяжелой жидкости в цилиндре и межколонном пространстве, м.

При исходных данных: Р_у=1,5 МПа, ρ_сж=900 кг/м³, Н_ку=1900 м, ρ_тж=2300 кг/м³, h₃=500 м, ρ_лж=900 кг/м³, h₁=50 м, h₂=400 м и глубине скважины 2500 м получим Р_н=8,4 МПа, а Р_пр=11,3 МПа.

Приведенный расчет показывает возможность реализации предложенного способа при определенных значениях параметров глубинного и поверхностного насосов.

Таким образом, изложенные сведения показывают, что при использовании заявленного изобретения выполнены следующим условия.

Способ подъема жидкости из скважин предназначен для использования в нефтедобывающей промышленности.

Для заявленного способа подъема жидкости из скважин, как он охарактеризован в независимом пункте формулы, подтверждена возможность его осуществления с помощью описанных средств и методов.

Преимущество изобретения состоит в том, что уменьшаются износ цилиндра глубинного насоса и опасность его заклинивания в условиях большого содержания механических примесей в скважинной жидкости. Кроме того, обеспечивается автоматическое установление откачки жидкости из скважины (число ходов возвратно-поступательного движения гидравлического плунжера в единицу времени при постоянной длине хода) в точном соответствии с добывными возможностями скважины - с интенсивностью притока жидкости из пласта в скважину.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для добычи нефти при большом содержании песка в пластовой жидкости и большой кривизне скважин. Задачей изобретения является повышение надежности глубинного насоса в условиях выноса песка и других мехпримесей, увеличение межремонтного периода, автоматическое установление режима откачки жидкости из скважины. Сущность изобретения: способ включает вытеснение жидкости из цилиндра глубинного насоса при помощи плунжера, выполняющего возвратно-поступательные движения в цилиндре под воздействием энергии силового насоса, установленного на устье скважины. Согласно изобретению плунжер выполняют из тяжелой жидкости. В качестве тяжелой жидкости используют бромид цинка - бромид кальция. Всасывающий клапан глубинного насоса соединяют с хвостовиком, снабженным пакером. Этот пакер разделяет в обсадной колонне скважинную жидкость от тяжелой жидкости. При этом поступательные движения плунжера осуществляют при помощи легкой жидкости, периодически нагнетаемой силовым насосом в межколонное пространство. Возвратное движение плунжера осуществляют за счет разности плотностей тяжелой и легкой жидкостей и давления на приеме глубинного насоса. 2 з. п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ подъема жидкости из скважины, включающий вытеснение ее из цилиндра глубинного насоса при помощи плунжера, выполняющего возвратно-поступательные движения в цилиндре под воздействием энергии силового насоса, установленного на устье скважины, отличающийся тем, что плунжер выполняют из тяжелой жидкости, в качестве которой используют бромид цинка – бромид кальция, всасывающий клапан глубинного насоса соединяют с хвостовиком, снабженным пакером, который разделяет в обсадной колонне скважинную жидкость от тяжелой жидкости, при этом поступательные движения плунжера осуществляют при помощи легкой жидкости, периодически нагнетаемой силовым насосом в межколонное пространство, а возвратное движение плунжера осуществляют за счет разности плотностей тяжелой и легкой жидкостей и давления на приеме глубинного насоса.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве легкой жидкости используют пластовую жидкость или легкую нефть.3. Способ по п.1, отличающийся тем, что периодичность циклов работы нефтедобывающего оборудования устанавливают автоматически в полном соответствии с добывными возможностями скважины.