Способ эксплуатации залежи жидких полезных ископаемых

 

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.

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 P₁ 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 P₂. 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 P_з 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 P₁ 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 P_з 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 q₁ и низкого q₂ давлений определяется величиной забойного давления P_з и необходимыми или задаваемыми давлениями в каналах высокого P₁ и низкого P₂ давлений. Это соотношение определяется совместным решением уравнений баланса мощности и баланса расхода P_зQ=P₁q₁+P₂q₂; Q=q₁+q₂, где Q дебит продуктивного пласта. Так, например, при дебите пласта Q при забойном давлении P_з=10 МПа, давлении, необходимом для фонтанирования, P₁=20 МПа, и давлении P₂=2 МПа (см. фиг. 2), решая систему уравнений (1)-(2), находят q₁=0,44Q и q₂=0,56Q. при снижении P_з до 8 МПа получают q₁=0,33Q и q₂=0,67Q. В случае необходимости часть потока жидкости низкого P₂ давления может не направляться в вышерасположенный пласт-ловушку, а, как и часть потока высокого P₁ 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 затрубному пространству, эксплуатация штанговым скважинным насосом (ШСН) по НКТ; фонтанный способ эксплуатации по затрубному 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: пластовое давление P_пл=8 МПа, коэффициент продуктивности скважины K=2000 м³/сутМПа, плотность воды = 1000 кг/м³. 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 м³/сут воды без использования электронасоса в связи с низкой степенью освоенности этого района. Необходимое по технологическим условиям давление на устье скважины P_у=0,3 МПа. Введены следующие обозначения: H глубина скважины; H_п - расстояние от устья до проницаемого (поглощающего) пласта; давление на линии высокого давления механического преобразования давления (мультипликатора)

Предполагают, что перепад давления в поглощающем пласте, необходимый для транспортировки в него жидкости, P0,5 МПа. Тогда давление на линии низкого давления преобразователя давления

Используя уравнения (1) и (2), рассчитывают мультипликатор, т.е. определяют забойное давление P_з, а следовательно, дебит пласта Q и количество жидкости, направляемой в вышерасположенный поглощающий пласт-ловушку q_н на хранение. Считая уравнение притока жидкости линейным, получают
P_з=P_пл-Q/K
Тогда по выражению (1):
(P_пл-Q/K)Q=P_з1000+P_нq_н;
(8-Q/2000)Q=8,31000+4(Q-1000);
Q_1,2=40002720 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 м³/сут при забойном давлении

При этом необходимые для использования 1000 м³/сут будут подаваться на поверхность с давлением на устье 0,3 МПа, а 280 м³/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

При этом 1000 м³/сут будет направляться в поглощающий пласт. Реализация рассмотренных вариантов эксплуатации скважины обеспечивается выбором соотношения площадей поршней большого и малого диаметров в мультипликаторе.

Формула изобретения

Способ эксплуатации залежи жидких полезных ископаемых, включающий разбуривание 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, 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.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5

PA4A/PA4F - Прекращение действия авторского свидетельства СССР на изобретение на территории Российской Федерации и выдача патента Российской Федерации на изобретение на оставшийся срок

Номер и год публикации бюллетеня: 3-1998

(73) Патентообладатель:
Сахаров В.А.

(73) Патентообладатель:
Гос.академия нефти и газа им.И.М.Губкина

(73) Патентообладатель:
Василевский В.Л.

Извещение опубликовано: 27.01.1998