СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ, ОБОРУДОВАННОЙ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫМ НАСОСОМ Российский патент 2014 года по МПК E21B43/00 F04B47/00 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче текучих сред из глубоких скважин с применением глубинных насосов типа электроцентробежных насосов (ЭЦН).

Известен способ добычи нефти (см. патент RU 2177534, МПК Е21В 43/00, опубл. 27.12.2001), в котором на насосно-компрессорных трубах (НКТ) устанавливают два насоса - ЭЦН в зоне динамического уровня скважинного флюида и струйный насос на конце колонны НКТ, спущенной до уровня кровли пласта, в НКТ заливают нефть до устья скважины и включают прямую или обратную подачу ЭЦН с созданием кольцевой прокачки жидкости по НКТ и межтрубному пространству через радиальные отверстия, выполненные в НКТ выше ЭЦН и на уровне струйного насоса. В результате создается режим депрессии на пласт и осуществляется откачка флюида на устье скважины в систему сбора нефти. Установка струйного насоса, через который циркулирует жидкость из межтрубья, способствует уменьшению гидростатического давления столба откачиваемой по НКТ жидкости.

Известный способ усложнен использованием струйного насоса и дополнительного пакера, установленного выше ЭЦН. Установка дополнительного пакера, кроме того, уменьшает высоту столба жидкости в межтрубном пространстве, а следовательно, и значение гидростатического давления этого столба, тем самым снижая производительность ЭЦН.

Наиболее близкими к предлагаемому изобретению являются способ эксплуатации добывающей скважины и оборудование для его осуществления (см. патент RU 2291957, МПК Е21В 43/18, Е21В 43/25, опубл. 20.01.2007). Известный способ включает спуск на НКТ электроцентробежного насоса и хвостовика, выполненного из колонны НКТ с перфорированной нижней частью и содержащего источник упругих колебаний, изоляцию пакером потока жидкости в межтрубном пространстве и регулирование направления потока добываемой жидкости для распределения потока через источник упругих колебаний и в межтрубное пространство. Установка пакера и хвостовика с перфорированной нижней частью способствует откачке флюида, направлению пластовой жидкости во внутреннюю полость колонны НКТ и позволяет создавать требуемую скорость восходящего потока флюида по колонне труб на устье скважины.

Известная группа изобретений предназначена для эксплуатации, преимущественно, в осложненных условиях разработки скважин, и для достижения технического результата заявленного изобретения представляется избыточно сложной.

Технический результат изобретения заключается в повышении производительности ЭЦН и возможности увеличения глубины его установки в скважине за счет снижения гидравлической нагрузки на ЭЦН, и в повышении эффективности способа путем снижения энергетических затрат на подъем жидкости за счет совершения полезной работы циркулирующей жидкостью.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе эксплуатации скважины, включающем спуск на НКТ электроцентробежного насоса и хвостовика из колонны НКТ с перфорированной нижней частью, изоляцию потока жидкости в межтрубном пространстве пакером, установленным на хвостовике, и регулирование направления потока жидкости для распределения его через внутреннюю полость колонны НКТ и межтрубное пространство, согласно изобретению, на конце хвостовика устанавливают обратный клапан, перфорируют колонну НКТ в зоне устья скважины, а перфорационные каналы в колонне НКТ выполняют в 1,5-2 раза больше перфорационных каналов хвостовика.

Установка на конце хвостовика обратного клапана позволяет предотвратить переток жидкости из межтрубного пространства над пакером в скважину под пакером и вместе с тем не препятствует доступу жидкости из подпакерной зоны скважины к приему нижней секции насоса.

Выполнение верхней группы перфорационных каналов в колонне НКТ в зоне устья наряду с наличием каналов в нижней части хвостовика обеспечивает устойчивую циркуляцию жидкости в скважине через внутреннюю полость колонны НКТ и межтрубное пространство.

Выполнение размеров перфорационных каналов в колонне НКТ с превышением размеров таких каналов в нижней части хвостовика в 1,5-2 раза обеспечивает постоянное наличие столба жидкости в межтрубном пространстве и устойчивую циркуляцию жидкости в скважине.

В совокупности отличительные признаки предложенного изобретения создают условия, когда гидростатическое давление столба жидкости в межтрубном пространстве стабильно компенсирует давление столба жидкости в восходящем по колонне НКТ потоке. Тем самым уменьшается гидравлическая нагрузка на ЭЦН, что способствует повышению производительность ЭЦН и увеличению глубины его установки. Непрерывная циркуляция жидкости совершает полезную работу, снижая энергетические затраты на подъем восходящего на устье скважины потока жидкости и тем самым повышая эффективность способа эксплуатации скважины.

На чертеже представлено оборудование для осуществления заявленного способа. Оборудование содержит колонну НКТ 1, на которой спускают ЭЦН 2. Под ЭЦН 2 прикреплен хвостовик 3 из насосно-компрессорных труб, который для реализации назначения изобретения нет необходимости делать длинным. Хвостовик 3 содержит пакер 4, распакерованный на обсадную колонну 5. Нижняя часть хвостовика 3 перфорирована каналами 6. На конце хвостовика 3 под пакером 4 установлен обратный клапан 7. В верхней части колонны НКТ 1, в непосредственной близи к устью скважины, имеются перфорационные каналы 8, выполненные для гидравлического сообщения внутренней полости 9 колонны НКТ 1 и межтрубного пространства 10.

Предложенное изобретение работает следующим образом.

В обсадную колонну 5 спускают компоновку из колонны НКТ 1, глубинного электроцентробежного насоса 2, хвостовика 3 с пакером 4.

После спуска ЭЦН 2 на запланированную глубину раскрывают пакер 4, изолируя потоки жидкости в скважине. Запускают в работу ЭЦН 2.

В процессе работы ЭЦН 2 во внутренней полости хвостовика 3 ниже перфорационных каналов 6 образуется разрежение, в результате чего обратный клапан 7 открывается и ЭЦН 2 забирает жидкость из подпакерного пространства скважины, объемы которой тем больше, чем выше производительность насоса 2. Поток добываемой жидкости проходит через обратный клапан 7, поднимается по внутренней полости 9 колонны НКТ 1 и на уровне перфорационных каналов 8 распределяется на восходящий поток, направляемый на устье скважины в систему сбора, и на отводимый поток, направляемый в межтрубное пространство 10. Отводимый поток образует в межтрубье 10 столб жидкости, создающий избыточное гидростатическое давление, благодаря чему жидкость закачивается через перфорационные каналы 6 по хвостовику 3 в ЭЦН 2 и способствует выталкиванию жидкости из полости 9 по колонне НКТ 1 на устье скважины. Нагрузка на ЭЦН при этом сводится к преодолению гидравлических потерь. В таких условиях производительность насоса многократно возрастает. Это позволяет компенсировать потери жидкости в потоке, отводимом через каналы 8 в межтрубье 10, и увеличивать глубину спуска ЭЦН 2 в несколько раз, поскольку гидростатическое давление столба жидкости в межтрубном пространстве 10 компенсирует подачу восходящего потока жидкости, независимо от глубины. С увеличением глубины установки ЭЦН 2 возрастают только гидравлические потери от перемещения столба жидкости во внутренней полости 9 колонны НКТ 1.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче текучих сред из глубоких скважин с применением глубинных насосов типа электроцентробежных насосов - ЭЦН. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет снижения энергетических затрат на подъем жидкости, повышения производительности ЭЦН и возможности увеличения глубины его установки в скважине. Сущность изобретения: способ включает спуск на колонне насосно-компрессорных труб ЭЦН и хвостовика из насосно-компрессорных труб с перфорированной нижней частью, изоляцию потока жидкости в межтрубном пространстве пакером, установленным на хвостовике, и регулирование направления потока жидкости для распределения его через внутреннюю полость колонны насосно-компрессорных труб и межтрубное пространство. Согласно изобретению перед спуском в скважину устанавливают обратный клапан на конце хвостовика и перфорируют колонну насосно-компрессорных труб в зоне устья скважины. В колонне насосно-компрессорных труб в зоне устья скважины выполняют перфорационные каналы. Эти каналы выполняют в 1,5-2 раза больше перфорационных каналов в нижней части хвостовика. 1 ил.

Способ эксплуатации скважины, включающий спуск на колонне насосно-компрессорных труб электроцентробежного насоса и хвостовика из насосно-компрессорных труб с перфорированной нижней частью, изоляцию потока жидкости в межтрубном пространстве пакером, установленным на хвостовике, и регулирование направления потока жидкости для распределения его через внутреннюю полость колонны насосно-компрессорных труб и межтрубное пространство, отличающийся тем, что перед спуском в скважину устанавливают обратный клапан на конце хвостовика и перфорируют колонну насосно-компрессорных труб в зоне устья скважины, при этом перфорационные каналы в колонне насосно-компрессорных труб в зоне устья скважины выполняют в 1,5-2 раза больше перфорационных каналов в нижней части хвостовика.