Способ эксплуатации залежи жидких полезных ископаемых Советский патент 1997 года по МПК E21B43/00 

1

(22) 16.09.88

(21) 4628436/03 (46) 20.07.97 Бюл. № 20 (72) Гадиев С.М., Сахаров В.А., Василевский В.Л.

(71) Московский институт нефти и газа им.И.М.Губкина

(56)Авторское свидетельство СССР N 69705, кл. F 04 В 47/00, 1946. Горная энциклопедия. /Гл. ред. Козловский Е.А. - М.: Советская энциклопедия, т. 1, 1984, с. 154, Артезианские воды.

(54) СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЗАЛЕЖИ ЖИДКИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ

(57)Изобретение относится к эксплуатации глубокозалегающих залежей жидких полезных ископаемых с низким пластовым давлением. Цель изобретения - повышение эффективности и снижение затрат на добычу жидких полезных ископаемых (ЖПИ) из глубокозалегающих горизонтов

с низким пластовым давлением, расположенных в труднодоступных районах. Разбуривают залежи скважинами, извлекают ЖПИ из пласта при снижении давления на забое с последующим изливом на поверхность. При этом поток ЖПИ в скважине разделяют на две части, одну из которых с помощью механического преобразователя давления сжимают до давления, обеспечивающего самоизлив этой части ЖПИ на дневную поверхность, а другую часть, низкого давления, направляют в вышерасположенный проницаемый пласт. После разбуривания и испытания скважины в нее опускают преобразователь давления, который приводится в действие от пластового давления. Преобразователь давления разделяет поток на два, один из которых нагнетается на устье скважины, а другой поток подается в вышерасположенный пласт-ловушку. 5 ил.

GO

d

ON W

О

w

ON ON

ЧО ЧО CO

О СП vo

P СЯ

Изобретение относится к способам эксплуатации глубокозалегающих залежей жидких полезных ископаемых с низким пластовым давлением, недостаточным для подъема продукции, и может быть использовано для добычи нефти и других жидких полезных ископаемых. Наиболее целесообразно использовать изобретение для эксплуатации залежей жидких полезных ископаемых, расположенных в труднодоступных, мало освоенных районах.

Цель изобретения - повышение эффективности и снижение затрат на добычу жидких полезных ископаемых из глубокозалегающих горизонтов с низким пластовым давлением, расположенных в труднодоступных районах.

На фиг. 1 показана схема осуществления способа устройством при положении поршней в верхнем положении; на фиг. 2 - схема осуществления способа устройством при положении поршней в нижнем положении; на фиг. 3 - схема осуществления способа при одном ряде насосно-компрессорных труб в скважине; на фиг.4 - схема осуществления способа при концентричном расположении колонн насосно-компрессорных труб (НКТ); на фиг. 5 - схема осуществления способа при параллельном расположении колонн НКТ.

Способ эксплуатации жидких полезных ископаемых включает разбуривание залежи скважинами, извлечение жидких полезных ископаемых из пласта при снижении давления на забое с последующим самоизливом на поверхность. При этом поток жидких полезных ископаемых в скважине разделяют на две части, одну из которых с помощью механического преобразователя давления сжимают до давления, обеспечивающего самоизлив этой части жидких полезных ископаемых на дневную поверхность, а другую часть, низкого давления, направляют в выше расположенный проницаемый пласт.

Способ может быть реализован с помощью механического преобразователя давления(мультипликатора),который представлен на фиг. 1 и 2.

Мультипликатор опускают в скважину на колонне НКТ 1 и фиксируют в эксплуатационной колонне 2 пакером 3.

Мультипликатор состоит из корпуса 4, хвостовика 5, золотника 6 и ступенчатого поршня 7,8 со штоком 9.

В корпусе 4 находятся цилиндры низкого 10 и высокого 11 давлений, подводящие каналы 12 и 13, всасывающий 14 и нагнетательный 15 клапаны цилиндра 11

высокого давления, а также отверстия 16 и 17, предназначенные для управления работой золотника 6.

Хвостовик 5 предназначен для размещения в нем золотника 6, имеет продолжение каналов 12 и 13, отверстие 18 для поступления пластовой жидкости в отверстие 19 для выхода жидкости низкого давления в затрубное пространство.

Золотник 6 служит для поочередного соединения каналов 12 и 13 с продуктивным пластом и затрубным пространством. В золотнике имеются центральное 20 и боковое 21 отверстия и кольцевая вытачка 22.

Поршень малого диаметра 7 является поршнем насоса, в то время как поршень 8 - поршень гидравлического привода. На штоке 9 имеется шейка 23 уменьшенного диаметра по сравнению с диаметром штока, служащая для установления гидравлической связи между отверстиями 16 и 17 корпуса 4.

Механический преобразователь давления (мультипликатор) работает следующим образом.

При перемещении золотника 6 в крайнее нижнее положение продуктивный пласт через отверстия 18, 20 и 21 и подводящий канал 12 соединяются с верхней частью цилиндра 10 гидравлического привода; под действием давления Pi поршень 7,8 перемещается вниз. Одновременно в цилиндре 11 насоса осуществляется всасывание жидкости через канал 12 и всасывающий клапан 14. Отработанная жидкость вытесняется поршнем 8 из цилиндра 10 привода через канал 13, кольцевую вытачку 22 и отверстие 19 в затрубное пространство, создавая там низкое давление 2- Под этим давлением жидкость самотеком поступает в вышерасположенный пласт-ловушку.

После перемещения поршня 7,8 в нижнее положение (см. фиг. 2) устанавливается гидравлическая связь пространства над золотником 6 через отверстие 16, шейку 23 штока и отверстие 17 с затрубным пространством. Под действием давления РЗ золотник 6 перемещается в верхнее положение, выдавливая жидкость из пространства над ним в затрубное пространство. Продуктивный пласт через отверстие 18 и подводящий канал 13 соединяется с нижней частью цилиндра 10 гидравлического привода. Поршень 7,8 перемещается вверх, вытесняя отработанную жидкость из верхней части цилиндра 10 через канал 12, кольцевую вытачку 22 и отверстие 19 в затрубное пространство, а жидкость из цилиндра 11 насоса через

нагнетательный клапан 15 - в колонну НКТ 1, создавая там высокое давление PI для самоизлива жидкости на поверхность. После перемещения поршня 7,8 в верхнее положение (см. фиг. 1) устанавливается гидравлическая связь пространства над золотником 6 через отверстия 16, 20 и 18 с продуктивным пластом. Так как площадь верхнего торца золотника больше нижнего, то под действием давления РЗ золотник перемещается в нижнее положение. После прихода золотника в крайнее нижнее положение (см. фиг. 1) начинается ход поршня вниз, и цикл повторяется.

Соотношение между расходами высокого qi и низкого Q2 давлений определяется величиной забойного давления РЗ и необходимыми или задаваемыми давлениями в каналах высокого PI и низкого Рг давлений. Это соотношение определяется совместным решением уравнений баланса мощности и баланса расхода

P3Q Piqi+P2q2;

Q qi+q2, где Q - дебит продуктивного пласта.

Так, например, при дебите пласта Q при забойном давлении МПа, давлении, необходимом для фонтанирования, МПа, и давлении МПа (см. фиг. 2), решая систему уравнений (1)-(2), находят ,44«Q и ,. при снижении Р3 до 8 МПа получают ,33«Q и ,67«Q.

В случае необходимости часть потока жидкости низкого Р2 давления может не направляться в вышерасположенный пласт- ловушку, а, как и часть потока высокого PI давления, извлекаться на поверхность. Однако для этого следует использовать специальные механизированные (ШСН, ЭЦН, ГПН, эр-газлифт и др.) методы подъема жидкости низкого давления на поверхность. Общим для всех возможных вариантов является то, что потоки жидкости высокого и низкого давлений будут извлекаться на поверхность по различным гидравлическим каналам.

Ниже рассмотрены возможные схемы подъема на поверхность потоков высокого и низкого давлений (см. фиг 3-5).

При одном ряде в скважине возможно лишь два варианта (см. фиг. 3):

фонтанный способ эксплуатации по за- трубному пространству, эксплуатация штанговым скважинным насосом (ШСН) по НКТ;

фонтанный способ эксплуатации по за- трубному пространству, эксплуатация установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН) по НКТ.

При концентрическом расположении в скважине двух колонн НКТ возможны следующие варианты (см. фиг. 4).

При фонтанировании по затрубному пространству:

отбор по НКТ малого диаметра жидкости насосом с гидроприводом при подаче рабочей жидкости через межтрубное пространство НКТ;

отбор по НКТ малого диаметра жидкости газлифтом при подаче рабочего агента через межтрубное пространство НКТ.

При фонтанировании через НКТ малого диаметра:

отбор по межтрубному пространству НКТ жидкости газлифтом при подаче рабочего агента по НКТ малого диаметра;

отбор жидкости по затрубному пространству насосом с гидроприводом при подаче рабочей жидкости через межтрубное пространство НКТ;

отбор жидкости по затрубному пространству газлифтом при подаче рабочего агента по межтрубному пространству НКТ.

Если добываемая продукция скважины является агрессивной средой и контакт ее с эксплуатационной колонной нецелесообразен, то возможны другие варианты:

фонтанирование по межтрубному пространству НКТ, отбор жидкости по НКТ малого диаметра установкой ШСН;

фонтанирование по межтрубному пространству НКТ, отбор жидкости по НКТ малого диаметра УЭЦН;

фонтанирование по межтрубному пространству НКТ, отбор жидкости по НКТ малого диаметра насосом с гидроприводом при подаче рабочей жидкости по затрубному пространству.

Такой же перебор вариантов совмещения различных способов эксплуатации с фонтанным возможен и при спуске в скважину двух параллельных рядов НКТ (см. фиг. 5). Фонтанирование возможно либо по одной из колонн НКТ, либо по затрубному пространству. В первом случае по второй колонне НКТ возможны все способы механизированного подъема жидкости низкого давления с подачей рабочего агента в случае необходимости по затрубному пространству. Во втором случае возможны через НКТ все способы насосной эксплуатации с подачей рабочей жидкости в случае насоса с гидроприводом по второй колонне НКТ.

Пример. В степном, плохо освоенном районе пробурена водяная скважина на глубину 800 м. После освоения скважина обеспечивает перелив воды с незначительным дебитом. Результаты исследования скважины:

71

пластовое давление МПа, коэффициент продуктивностискважиныК 2000

м /сут МПа, плотность воды р - 1000 кг/м .

При бурении скважины был пройден проницаемый (поглощающий) пласт на глубине 450 м, что вызвало необходимость спуска кондуктора.

Требуется для нужд района обеспечить добычу из этой скважины 1000 м /сут воды без использования электронасоса в связи с низкой степенью освоенности этого района. Необходимое по технологическим условиям давление на устье скважины ,3 МПа.

Введены следующие обозначения: Н - глубина скважины; Нп - расстояние от устья до проницаемого (поглощающего) пласта; давление на линии высокого давления механического преобразования давления (мультипликатора)

Р Р pgH+P ,8 х

в1у

х 800/10S+0,3 8,3 Мпа

Предполагают, что перепад давления в поглощающем пласте, необходимый для транспортировки в него жидкости, ДР 0,5 МПа. Тогда давление на линии низкого давления преобразователя давления

Р Р (Н-Н )pg+AP (800-450)-1000-9, 8

ю6

+ 0,5 4 МПа.

Используя уравнения (1) и (2), рассчитывают мультипликатор, т.е. определяют забойное давление Р3, а следовательно, дебит пласта Q и количество жидкости, направляемой в вышерасположенный поглощающий пласт-ловушку qH на хранение.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ эксплуатации залежи жидких полезных ископаемых, включающий разбу- ривание залежи скважинами, извлечение жидких полезных ископаемых из пласта при снижении давления на забое с последующим самоизливом на поверхность, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности и снижения затрат на добычу жидких полезных ископаемых из глубокозалегающих горизонтов с низким пластовым давлением, расположенных в труднодоступных районах,

8

Считая уравнение притока жидкости линейным, получают

р3 рпл-д/к

Тогда по выражению (1):

(P™-Q/K) iooo+pHqH;

(8-Q / 2000) ,3 1000+4 (Q-1000);

Q 1,2 4000±2720 м3/сут. Как видно, задача имеет два решения. Для обеспечения минимума сброса воды в поглощающий пласт скважину оборудуют мультипликатором, при котором дебит пласта будет 4000-2720 1280 м /сут при забойном давлении

Q.

Р Р - -±- 8з 1пл к

1280

7,36 Мпа.

2000

При этом необходимые для использования 1000 м /сут будут подаваться на поверхность с давлением на устье 0,3 МПа, а 280 м /сут (1280-1000) - направляться в поглощающий пласт-ловушку.

Если основной задачей является не извлечение жидкости, а ее перекачка в вышележащий пласт для хранения, то для этой задачи нужно взять второй корень уравнения

Q2 4000+2720 6720 м3/сут, оборудовав скважину мультипликатором с соответствующими характеристиками. Тогда 2„

р р о 2 пл

К

4,64 МПа.

При этом 1000 м /сут будет направляться в поглощающий пласт.

Реализация рассмотренных вариантов эксплуатации скважины обеспечивается выбором соотношения площадей поршней большого и малого диаметров в мультипликаторе.

поток жидких полезных ископаемых в скважине разделяют на две части, одну из которых с помощью механического преобразователя давления сжимают до давления, обеспечивающего самоизлив этой части жидких полезных ископаемых на дневную поверхность, а другую часть низкого давления направляют в вышерасположенный проницаемый пласт.

от

99ЈОШ

г

-о

I

м

м

MJWЈMMM I VV

- .: . -.

о ы о ы о

ON

I

..гаг.уд- Фие.5