Способ газлифтной эксплуатации скважины и установка для его осуществления Советский патент 1990 года по МПК E21B43/00 F04F1/20 

должая закачку газа в кольцевое пространство с максимально возможным давлением и производительностью, и промывают скважину. О завершении промывки судят по отсутствию шлама и продуктов размыва в жидкости, поднимаемой на поверхность. Затем переходят в режим газлифтной эксплуатации скважины путем эжектирования пластовой жидкости пульсирующей струей газа.

При использовании изобретения применяются геосовместимые промывочные растворы, которые специально подбираются для каждого конкретного случая, связан- ного с особенностями эксплуатации и горно-геологическими условиями. В качестве таких растворов могут применяться высокодисперсные кислотные эмульсии, растворы с применением ПАВ.

Определение максимально возможного давления производится на основании данных предшествующей эксплуатации, а максимально возможное давление и производительность при закачке газа, по- еле сброса давления в НКТ, определяют в зависимости от возможностей эксплуатационного оборудования (источника газа)и оптимизации процесса эксплуатации с целью повышения эффективности добычи.

Газлифтная эксплуатация скважин с пульсирующей активной струей обеспечивает существенное увеличение КПД струйного насоса.

Установлено, что усиление эжектирова- ния Пульсирующей активной струи связано с реализацией особой формы нестационарного движения газа с присоединением дополнительной массы, определяющей существенно меньшие потери и большие от- носительные количества присоединенной массы, чем в случае стационарного эжектирования.

Установка для реализации способа включает скважину 1, состоящую из эксплу- атационной колонны 2 и колонны НКТ 3, которая образует в эксплуатационной колонне 2 кольцевое пространство 4.

Между эксплуатационной колонной 2 и колонноГ- НКТ 3 размещен пакер 5. В поло- сти НКТ 3 размещен струйный насос 6, сообщенный каналом 7 с кольцевым пространством 4. Пакер 5 установлен над фильтром 8, который размещен в при- фильтровой зоне 9 продуктивного пласта 10. Скважина 1 с помощью системы 11 арматурного оборудования сообщена с источником 12 сжатого газа, с компрессором 13, источником 14 промывочной жидкости и насосом 15.

Источник 12 сжатого газа сообщен задвижкой 16 с кольцевым пространством 4, а задвижкой 17 - с полостью НКТ 3.

Источник 14 промывочной жидкости сообщен с кольцевым пространством 4 задвижкой 18 и с полостью НКТ задвижкой 19.

Сброс добываемого полезного ископаемого осуществляется через задвижку 20, а сброс промывочной жидкости через задвижку 21.

Источник 22 технологической жидкости с насосом 23 сообщен с кольцевым пространством 4 задвижкой 24 и с полостью НКТЗ задвижкой 25.

Устройство 26 для осуществления способа содержит пакер 5, закрепленный на НКТ 3, который устанавливается в кольцевом пространстве 4 и фиксируется якорем 27. В нижнем конце НКТ 3 закреплен генератор 28 гидродинамических колебаний, включающий корпус 29 с трубкой Вентури 30, приемной камерой 31, сообщенной с полостью НКТ 3 тангенциальными отверстиями 32.

На НКТ 3 между пакером 5 с якорем 27 и генератором 28 гидродинамических колебаний установлен обратный клапан 33, закрытый при подаче среды из НКТ 3 в подпакерную зону 34 и открытый при отборе жидкости из подпакернойзоны34по НКТ 3, размещенный в канале 35, сообщенным с гидромеханическим вибратором 36, имеющим активный рабочий орган 37.

Эксплуатацию скважины 1 и работу устройства 26 осуществляют следующим образом.

В процессе эксплуатации из источника 12 сжатого газа газ подается через задвижку 16 в кольцевое пространство 4, из которого по каналу 7 поступает в сопло струйного насоса 6, выходя из которого создает разряжение в полости НКТ 3, подсасывая полезное ископаемое из прифильт- ровой зоны 9 продуктивного пласта 10 в полость НКТ 3.

Поступлению полезного ископаемого в профильтровую зону 9 способствует депрессия,образованная разностью давления в пласте и давления, создаваемого столбом аэрированной жидкости в колонне НКТ 3, имеющей меньшую плотность.

По мере эксплуатации, из-за засорения фильтра 8 и прифильтровой зоны 9, дебит скважины 1 падает. Для восстановления дебита производят промывку прифильтровой зоны 9 продуктивного пласта 10.

Для этого доступ газа в затрубное пространство 4 перекрывают задвижкой 16, пе- рекрывают и задвижку 20.

Открывают задвижки 18 и 19, подавая в кольцевое пространство 4 в НКТ 3 промывочную жидкость до заполнения ею всей полости скважины 1.

После этого задвижки 18 и 19 закрыва- ют и, открыв задвижки 16 и 17, продавливают газом промывочную жидкость из полости скважины 1 в продуктивный пласт 10. Проходя через генератор 28 колебаний поток жидкости приобретает пульсирую- щий характер.

После того как из скважины 1 вся жидкость выдавлена в продуктивный пласт, задвижку 17 перекрывают, а задвижку 21 резко открывают. От этого давление в НКТ 3 резко падает, происходит импульс депрессии, в результате чего мощным потоком поступающая из пласта 10 в скважину 1 жидкость выносит загрязнения и отложения по колонне НКТ 3 на поверхность. При этом задвижка 16 постоянно открыта и в кольцевое пространство 4 подается газ с максимальным давлением и производительностью. Из кольцевого пространства 4 газ по каналу 7 поступает в сопло струйного насоса 6 и способствует выносу продуктов размыва на поверхность.

После прекращения выноса загрязнений на поверхность открывают задвижку 20, закрывают задвижку 21 и возобновляют эксплуатацию скважины.

Подавая газ по кольцевому пространству 4, создают депрессию на пласт за счет инжекции и разности давления в продуктивном пласте 10 и в столбе аэрированной жид- кости в НКТ 3. При этом обратный клапан 33 открывается и обеспечивает поступление жидкости из-под пакерной зоны 34 в полость НКТ 3.

Поток жидкости по каналу 35 проходит через гидромеханический вибратор 36. воздействует на его активный рабочий орган 37, возбуждая интенсивную вибрацию колонны НКТ 3, которая передается соплу струйного насоса 6, приводя к пульсации активнрй струи, инжектирующей жидкость из-под пакерного пространства.

Одновременно вибрация колонны НКТ 3 способствует снижению трения восходящего потока жидкости с ее стенки и повы- шает диспергацию пузырьков газа в потоке жидкости, что также способствует лучшей очистке прифильтровой зоны 9.

Пример. Способ был реализован на гидрогеологической скважине, эксплуатируе- мой со струйным насосом марки ВСН-50, работающим от компрессора марки УКП-100 с начальным дебитом 62 , который в результате кольматации каналов фильтрации снизился до 6 м /сут.

Параметры скважины: скважины Дскв 150 мм; НКТ Днкт 63 мм; глубина установки фильтра Н 50 м.

После остановки скважины полость НКТ и кольцевое пространство заполнили промывочной жидкостью в объеме 1 м . В качестве промывочной жидкости использовалась чистая питьевая вода.

После того как падение столба промывочной жидкости в трубах прекратилось, перекрыли трубопроводы.подводящие промывочную жидкость к полости НКТ и кольцевого пространства, и открыли краны, сообщающие полость НКТ и кольцевого пространства с магистралью сжатого воздуха, которые начали заполнять их, доводя его давление в трубах до 10 атм.

Затем, не прекращая подачи воздуха в кольцевое пространство, перекрыли кран подачи воздуха в НКТ и открыли задвижку, сообщающую полость НКТ с атмосферой. Из скважины ударил фонтан смеси промывочной жидкости с воздухом и размытыми отложениями. Через 15 мин фонтанирования смесь перестала выносить взвесь размытых частиц и скважину перевели в режим эксплуатации. Дебит скважины, непосредственно, после промывки составил 85 м /сут и стабилизировался на уровне 78 .

Формула изобретения 1. Способ газлифтной эксплуатации скважины, оборудованной колонной насос- но-компрессорных труб, включающий подачу газа в скважину с периодическим изменением величины давления на пласт и лифтирование пластовой жидкости, о т л и - ч аю щ и и с я JBM, что, с целью повышения его эффективности за счет обеспечения раскольматации призабойной зоны, перед .лифтированием заполняют скважину промывочным раствором с последующим вытеснением его пульсирующим потоком газа в пласт, после чего осуществляют сброс давления в колонне насосно-компрессорных труб, продолжая подачу газа в затрубное пространство до момента прекращения выноса кольматирующих образований, а лифтирование пластовой жидкости осуществляют путем эжектирования ее пульсирующим потоком газа.

2. Установка для газлифтной эксплуатации скважины, включающая оборудование устья скважины, колонну насосно-компрессорных труб с пакером, установленный на устье скважины источник газа и размещенный в полости насосно-компрессорных труб над пакером струйный насос, отличающаяся тем, что, с целью повышения эффективности ее работы за счет обеспечения раскольматации призабойной зоны, онанасосом и гидродинамическим генератором

снабжена гидродинамическим генераторомколебаний давления гидромеханическим

колебаний давления, размещенным внутривибратором, вход которого гидравлически

колонны насосно-компрессорных труб подсвязан с подпакерным пространством, а выпакером. и установленным между струйным5 ход - с трубным.

Изобретение относится к горной промышленности и предназначено для добычи нефти и подземных вод и других жидких полезных ископаемых. Цель - повышение эффективности способа за счет обеспечения раскольматации призабойной зоны. Скважину (С) перед лифтированием пластовой жидкости заполняют промывочным раствором с последующим вытеснением его в пласт. Затем сбрасывают давление в колонне труб, продолжая закачку газа в кольцевое пространство до момента прекращения выноса кольматирующих образований. Далее переходят в режим газлифтной эксплуатации С путем эжектирования пластовой жидкости пульсирующей струей газа. В полости труб над пакером размещен струйный насос. В нижней части труб под пакером установлен гидродинамический генератор колебания давления. Между насосом и генератором размещен гидромеханический вибратор. Зажигаемый газ из кольцевого пространства поступает в насос, подсасывающий жидкость из подпакерного пространства. Жидкость проходит через вибратор, обеспечивающий пульсацию активной струи инжектируемой жидкости из подпакерного пространства. Поток промывочной жидкости, проходя через генератор,также приобретает пульсирующий характер, улучшая раскольматацию призабойной зоны. 2 с.п. ф-лы, 4 ил.

19

8

Фиг.1

0 1

30 С-А

w.Aj)20

1596079

/;

19

Aj)20 21 ;j

1

19

34

50

12

31

28