СПОСОБ ЦИКЛИЧЕСКОЙ ГАЗЛИФТНОЙ ДОБЫЧИ ЖИДКОСТИ Российский патент 2009 года по МПК E21B43/16 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к эксплуатации нефтяных и газовых скважин в условиях низких пластовых давлений.

Известен способ периодической газлифтной добычи жидкости, включающий подачу сжатого газа в затрубное пространство скважины по команде с узла управления в зависимости от знака первой производной давления нагнетаемого газа (А.С. СССР №1693231, МПК Е21В 43/00, оп. 23.11.1991 г.).

Для осуществления данного способа требуется подача сжатого газа в больших количествах, что снижает эффективность способа.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ циклической импульсной газлифтной добычи жидкости, включающий накопление жидкости в скважине, импульсную подачу в нее сжатого газа через систему управления клапанами до достижения в затрубном пространстве давления, равного сумме забойного давления и давления на забой столба жидкости в затрубном пространстве, подъем жидкости по трубному пространству через шлейф в сепаратор по мере снижения газа в скважине, при этом очередной импульс сжатого газа подают при прекращении выноса жидкости с забоя, а периодичность подачи сжатого газа определяют из условия полного выноса им жидкости, накопившейся на забое скважины (п. РФ №2162139, МПК Е21В 43/00, оп. 20.01.2001 г.).

Недостатками данного способа являются: невозможность воздействия на пласт, значительные энергозатраты, его применение для эксплуатации только низкодебитных скважин, а также использование для его осуществления сложного оборудования.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является устранение вышеизложенных недостатков.

Поставленная задача решается следующим образом.

В способе циклической газлифтной добычи жидкости, включающем подачу в скважину газа и подъем жидкости по трубному пространству, согласно заявляемому техническому решению с подачей газа в скважину одновременно создают вакуумметрическое давление на устье, образуя газожидкостную смесь требуемой плотности, а в процессе добычи жидкости осуществляют воздействие на призабойную зону пласта.

Образование газожидкостной смеси требуемой плотности не только нагнетанием газа в скважину, но и созданием вакуумметрического давления на устье позволит снизить энергозатраты на добычу жидкости.

Создание вакуумметрического давления положительно повлияет на ход технологического процесса добычи жидкости. Объясняется это следующим образом.

Рассмотрим известное уравнение баланса давления, имеющее вид:

Р_заб.=ρ_смgН+Р_у+Р_тр,

где Р_заб. - забойное давление, Па;

ρ_см - плотность смеси, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

Н - высота столба жидкости, м;

Р_у - давление на устье скважины, Па;

Р_тр - потеря давления на трение, Па.

При подаче газа в скважину с одновременным созданием вакуумметрического давления на устье скважины получается, что Р_у<Р_ат, поэтому величиной Р_у в уравнении можно пренебречь, получив при этом зависимость:

Р_заб=ρ_смgН+Р_тр.

Получается, что при исключении Р_у из уравнения баланса давления для подъема газожидкостной смеси потребуется пластовое давление меньшей величины. Кроме этого с исключением Р_у увеличится депрессия на пласт. Чем выше депрессия, тем выше приток нефти к забою скважины.

Помимо этого в результате того, что технологический процесс добычи носит циклический характер, в скважине будет колебаться столб добываемой жидкости, создавая на призабойную зону пласта переменные нагрузки, способствующие образованию и раскрытию трещин, приводящих к увеличению притока жидкости.

Наличие отличительных от прототипа существенных признаков в заявляемом способе позволяет признать его новым.

Из уровня техники не выявлены технические решения, имеющие признаки, сходные с отличительными признаками заявляемого объекта, поэтому заявляемый способ соответствует критерию изобретательского уровня.

Возможность осуществления заявляемого способа в промышленности позволяет признать заявляемый способ соответствующим критерию промышленной применимости.

На чертеже схематично приведено устройство для осуществления заявляемого способа.

В эксплуатационной колонне 1 установлена насосно-компрессорная труба 2 большого диаметра, внутри которой размещена насосно-компрессорная труба 3 малого диаметра. На поверхности земли установлен поршневой насос-компрессор 4, внутри которого возвратно-поступательно перемещается поршень 5. Правая часть полости насоса 4 соединена с насосно-компрессорной трубой 3, а левая часть - с насосно-компрессорной трубой 2. Работа насоса 4 управляется всасывающими клапанами 6 и 7 и нагнетательными клапанами 8 и 9. На конце трубы 2 установлен пакер 10, препятствующий поступлению пластовой жидкости в затрубное пространство. Насос-компрессор 4 снабжен регулирующим клапаном 11, который предназначен для изменения по условиям эксплуатации величины вакуумметрического давления. Полость трубы 2 и полость насоса 4 соединены выкидным коллектором 12 с установленным в нем обратным клапаном 13, через который в случае переполнения левой полости цилиндра будет протекать газожидкостная смесь. На конце трубы 3 установлен обратный клапан 14, препятствующий проникновению в нее жидкости.

При движении поршня 5 вправо происходит заполнение левой полости насоса 4 газожидкостной смесью через всасывающий клапан 6. Одновременно газ (или воздух) из правой полости насоса 4 будет нагнетаться в скважину через трубу 3, в результате чего происходит вытеснение добываемой жидкости газом и частичное растворение газа в жидкости с образованием газожидкостной смеси, имеющей увеличенный объем и уменьшенную плотность. При движении поршня 5 влево происходит вытеснение жидкости через нагнетательный клапан 8 с одной стороны и с другой стороны - наполнение газом через всасывающий клапан 7 правой половины насоса 4. Далее цикл всасывания-нагнетания повторяется.

При движении поршня 5 вправо создается вакуумметрическое давление, необходимое лишь для того, чтобы образовалась в скважине газожидкостная смесь требуемой плотности. Помимо этого при движении поршня 5 вправо на определенной глубине осуществляется дополнительный подвод энергии в виде газа.

При движении поршня 5 влево жидкость вытесняется с высоким давлением нагнетания. Благодаря этому может отпасть необходимость в строительстве дожимных насосных станций на месторождениях с истощившимся пластовым давлением.

Поршневой насос 4 характеризуется неравномерностью подачи, благодаря которой создается импульс давления, воздействующий на столб жидкости, заставляя ее колебаться с определенной амплитудой, при этом создается переменная нагрузка, действующая на призабойную зону пласта, способствующая образованию и раскрытию трещин и выносу в скважину загрязняющих поры частиц.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к эксплуатации нефтяных и газовых скважин в условиях низких пластовых давлений. Техническим результатом является возможность воздействия на пласт, сокращение энергозатрат, возможность применения для эксплуатации не только низкодебитных скважин, использование более простого оборудования. Способ включает подачу в насосно-компрессорную трубу скважины газа и подъем газожидкостной смеси по насосно-компрессорной трубе. Внутри насосно-компрессорной трубы размещают насосно-компрессорную трубу малого диаметра. На поверхности земли устанавливают поршневой насос-компрессор с всасывающими и нагнетательными клапанами, правую часть поршневой полости которого соединяют с насосно-компрессорной трубой малого диаметра, а левую часть - с насосно-компрессорной трубой большего диаметра, на конце которой устанавливают пакер. При движении поршня вправо газ подают в насосно-компрессорную трубу малого диаметра и одновременно создают вакуумметрическое давление, чем образуют в скважине газожидкостную смесь требуемой плотности, подъем которой осуществляют по насосно-компрессорной трубе большего диаметра. При движении поршня влево на газожидкостную смесь передают давление для ее нагнетания. В процессе добычи жидкости задают неравномерность подачи газа или газожидкостной смеси поршневым насосом-компрессором путем передачи импульсов давления через столб жидкости в скважине на призабойную зону пласта. 1 ил.

Способ циклической газлифтной добычи жидкости, включающий подачу в насосно-компрессорную трубу скважины газа и подъем газожидкостной смеси по насосно-компрессорной трубе, отличающийся тем, что внутри насосно-компрессорной трубы размещают насосно-компрессорную трубу малого диаметра, на поверхности земли устанавливают поршневой насос-компрессор с всасывающими и нагнетательными клапанами, правую часть поршневой полости которого соединяют с насосно-компрессорной трубой малого диаметра, а левую часть - с насосно-компрессорной трубой большего диаметра, на конце которой устанавливают пакер, при этом при движении поршня вправо газ подают в насосно-компрессорную трубу малого диаметра и одновременно создают вакуумметрическое давление, чем образуют в скважине газожидкостную смесь требуемой плотности, подъем которой осуществляют по насосно-компрессорной трубе большего диаметра, а при движении поршня влево на газожидкостную смесь передают давление для ее нагнетания, при этом в процессе добычи жидкости задают неравномерность подачи газа или газожидкостной смеси поршневым насосом-компрессором путем передачи импульсов давления через столб жидкости в скважине на призабойную зону пласта.