Способ механизированной добычи жидких углеводородов

 

Изобретение относится к нефтегазодобыче жидких углеводородов. Обеспечивает расширение области применения способов механизированной добычи жидких углеводородов. Сущность изобретения: выходные каналы линии для удаления из скважины рабочего флюида гидравлического привода размещают ниже приемных каналов. Выходные каналы насосного агрегата размещают выше приемных каналов линии для подъема продукции скважины. Гидравлический привод выполняют с большим сечением по сравнению с насосным агрегатом. При этом гидравлический разделяющий элемент размещают на теле насосного агрегата. Гидравлическим разделяющим элементом разобщают межтрубное пространство. Его выполняют с меньшим сечением по сравнению с сечением гидравлического привода. 3 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к способам механизированной добычи жидких углеводородов, в том числе нефть, газовый конденсат или различные текучие смеси углеводородов, и предусматривает использование механизированных средств подъема скважинной жидкости на поверхность.

Известны многочисленные способы добычи и транспорта нефти и газа, предусматривающие подъем скважинной продукции на поверхность земли или на технологическую платформу с последующей подготовкой и транспортировкой на берег (см. например Oil and Gas Journal, 27.01.97, p.p. 26 - 27).

Известны также технические решения, предусматривающие размещение на устье скважины агрегата для перекачивания продукции фонтанирующей скважины на удаленный технологический пункт для последующей подготовки и транспортировки.

Основным недостатком этой группы способов механизированной добычи углеводородов является отсутствие возможности эксплуатации непереливающих скважин, то есть скважин с пластовым давлением ниже гидростатического давления.

Кроме того, в процессе подъема газожидкостной смеси по лифту происходит разгазирование и отложение парафина, смол и асфальтенов на стеках насосно-компрессорных труб, снижающее производительность скважины. Более того, гидравлические потери при транспортировке многофазных сред, газовые пробки приводят к необходимости предварительной сепарации на установках, размещаемых в непосредственной близости от скважины с подводным закачиванием, что также приводит к необходимости строительства специальных технологических платформ.

Наиболее близким по технической сущности можно рассматривать способ, предусматривающий использование агрегата для подачи продукции скважины к пункту сбора и подготовки по системе трубопроводов при установке насосного агрегата непосредственно на устье скважины. (См. Euroil Vol. 1, lssue 2, May 1990, pp.6 - 7).

В известном техническом решении в качестве насосного агрегата в стволе скважины устанавливают гидроприводной насосный агрегат, соединенный линией питания с удаленным силовым агрегатом. (См. Composite Catalog of Oil Field Equipment and Services 42 Edition "World Oil" publisher Vol. 2, 1996-1997 pp 2222-2232).

Технической задачей, решаемой в настоящем изобретении, является разработка технологии, направленной на расширение области применения способов механизированной добычи нефти с использованием скважинных центробежных насосов с гидравлическим приводом за счет повышения надежности эксплуатации внутрискважинного оборудования в процессе эксплуатации.

Согласно изобретению в способе механизированной добычи жидких углеводородов, включающем установку в скважине на колонне подъемных труб насосного агрегата, с приемными и выходными каналами и гидравлического привода с приемными и выходными каналами, и линиями подачи и сброса рабочего флюида непосредственно над насосом, разобщение межтрубного пространства скважины в месте установки насосного агрегата гидравлическим разделяющим элементом и осуществление подъема жидких углеводородов, дополнительно выходные каналы линии для удаления из скважины рабочего флюида гидравлического привода размещают ниже приемных каналов, выходные каналы насосного агрегата размещают выше приемных каналов линии для подъема продукции скважины, при этом гидравлический разделяющий элемент размещают на теле насосного агрегата, который выполняют с меньшим сечением по сравнению с сечением гидравлического привода.

Более того, перед спуском насосного агрегата определяют пластовое давление, давление насыщения нефти газом в пластовых условиях и гидростатическое давление на глубине установки насосного агрегата при заполнении линий подачи и сброса рабочим флюидом, определяют наибольшую величину значений пластового давления и давления насыщения нефти газом в пластовых условиях, при этом отношение площадей сечений насосного агрегата и гидравлического привода выбирают обратно пропорциональным отношению давления на глубине установки насосного агрегата к наибольшей величине из значений пластового давления и гидростатического давления.

При этом надпакерное и подпакерное пространство сообщают гидравлическим каналом, перекрываемым клапаном, препятствующим поступлению скважинного флюида из подпакерного в надпакерное пространство, причем при снижении давления в подпакерном пространстве ниже давления насыщения нефти газом в пластовых условиях отбирают часть рабочего флюида и нагнетают его в подпакерное пространство для повышения давления в подпакерном пространстве до величины, не превышающей значений пластового давления.

Давление в подпакерном пространстве начинают повышать при снижении его величины на 10 - 15% по сравнению с замеренными значениями давления насыщения нефти газом в пластовых условиях, а восстанавливают давление в подпакером пространстве до величины, превышающей давление насыщения нефти газом не более чем 15-20%.

Совокупность новых существенных признаков с остальными существенными признаками позволяет решить указанную выше техническую задачу.

Настоящее изобретение поясняется чертежом, на котором приведена схема размещения технологического оборудования для реализации изобретения.

На чертеже приведена схема размещения оборудования в добывающей скважине.

В скважине 1, обсаженной технической колонной 2 и оборудованной промежуточной колонной 3, а также колонной 4 подъемных труб, затрубное пространство перекрыто пакером 5. В колонне 4 подъемных труб установлен насосный агрегат, состоящий из насоса 6, снабженного приемными 7 и выходными 8 каналами, и гидравлического привода 9 с приемными 10 и выходными 11 каналами, и линиями подачи 12 и сброса 13 рабочего флюида, при этом межтрубное пространство скважины в месте установки насосного агрегата разобщают гидравлическим разделяющим элементом 14, после чего осуществляют подъем жидких углеводородов (например, нефти, газового конденсата или смеси с пластовой водой). Гидравлический привод 9 устанавливают непосредственно над насосом 6. Выходные каналы 11 гидравлического привода 9 размещают ниже приемных каналов 10. Выходные каналы 11 гидравлического привода 9 сообщают с линией сброса 13 для удаления из скважины рабочего флюида из скважины. Выходные каналы 8 насоса 6 размещают выше приемных каналов 15 линии 16 для подъема продукции скважины. Гидравлический привод 9 выполняют с большим сечением по сравнению с сечением гидравлического привода, а гидравлический разделяющий элемент 14 размещают на теле насоса.

Дополнительно надпакерное 17 и подпакерное 18 пространство, разобщенное пакером 5, сообщают гидравлическим каналом 19, перекрываемым клапаном 20, препятствующим поступлению скважинного флюида из подпакерного 18 и надпакерное 17 пространство. Линия подачи рабочего флюида гидравлически связана линией 21 с питающим силовым насосом 22. Расстояние между скважиной 1 и местом размещения питающего силового насоса 22 может достигать 15-20 км, а в ряде случаев и превышать указанные расстояния. Через линию 13 сброса рабочего флюида, в качестве которого может быть использована морская или пластовая вода, рабочий флюид сбрасывается непосредственно рядом со скважиной 1 или по отдельной гидравлической линии и узел очистки и подготовки рабочего флюида (на чертеже не показаны) подается на прием 23 питающего силового насоса 22.

Перед спуском насосного агрегата с использованием известных методов промысловой геофизики определяют пластовое давление, давление насыщения нефти газом в пластовых условиях и гидростатическое давление на глубине установки насосного агрегата при заполнении линий подачи и сброса рабочим флюидом, определяют наибольшую величину из значений пластового давления и давления насыщения нефти газом в пластовых условиях. На основании полученных данных выбирают отношение площадей сечений насосного агрегата и гидравлического привода обратно пропорциональным отношению давления на глубине установки насосного агрегата к наибольшей величине из значений пластового давления и давления насыщения нефти газом в пластовых условиях.

Дополнительно надпакерное 17 и подпакерное 18 пространство сообщают гидравлическим каналом 19, перекрываемым клапаном 20, препятствующим поступлению скважинного флюида из подпакерного 18 в надпакерное 17 пространство. При снижении давления в подпакерном пространстве 17 ниже давления насыщения нефти газом в пластовых условиях отбирают часть рабочего флюида и нагнетают его в подпакерное пространство 18 для повышения давления в подпакерном пространстве, не превышающей значений пластового давления.

В процессе эксплуатации скважины давление в подпакерном пространстве 18 начинают повышать при снижении его величины на 10-15% по сравнению с замеренными значениями давления насыщения нефти газом в пластовых условиях, а восстанавливают давление в подпакерном пространстве 18 до величины, превышающей давление насыщения нефти газом не более чем 15 - 20%. Эти пределы изменения значений давления в системе подъема продукции скважины, начиная от призабойной зоны, подпакерного пространства 17, насоса 6, линии 16 подъема продукции скважины позволяют обеспечить стабильную работу насосного агрегата за счет предотвращения разгазирования скважинного флюида во всей системе подъема продукции скважины.

Наличие в скважинном оборудовании гидравлического канала 19, перекрываемого клапаном 20, препятствующим поступлению скважинного флюида из подпакерного 18 в надпакерное 17 пространство, позволяет не только контролировать давление в линии 16 подъема продукции скважины, но и осуществлять регулирование давления на приеме насоса 6 и в подпакерном пространстве 18. Кроме того, наличие гидравлического канала 19, перекрываемого клапаном 20, в теле пакера 5 дополнительно позволяет избегать гидравлических ударов и при установке насосного агрегата в рабочее положение.

Выполнение насосного агрегата с указанным соотношением поперечных сечений насоса 6 и гидравлического привода 9 позволяет обеспечить стабильное положение насосного агрегата в рабочем положении в течение всего рабочего цикла, начиная с момента его установки до извлечения на поверхность для обслуживания и/или ремонта.

Конкретные фактические данные примеров реализации приведены в следующей таблице.

Формула изобретения

1. Способ механизированной добычи жидких углеводородов, включающий установку в скважине на колонне подъемных труб насосного агрегата, с приемными и выходными каналами и гидравлического привода с приемными и выходными каналами, и линиями подачи и сброса рабочего флюида непосредственно над насосом, разобщение межтрубного пространства скважины в месте установки насосного агрегата гидравлическим разделяющим элементом и осуществление подъема жидких углеводородов, отличающийся тем, что выходные каналы линии для удаления из скважины рабочего флюида гидравлического привода размещают ниже приемных каналов, выходные каналы насосного агрегата размещают выше приемных каналов линии для подъема продукции скважины, при этом гидравлический разделяющий элемент размещают на теле насосного агрегата, который выполняют с меньшим сечением по сравнению с сечением гидравлического привода.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед спуском насосного агрегата определяют пластовое давление, давление насыщения нефти газом в пластовых условиях и гидростатическое давление на глубине установки насосного агрегата при заполнении линий подачи и сброса рабочим флюидом, определяют наибольшую величину из значений пластового давления и давления насыщения нефти газом в пластовых условиях, при этом отношение площадей сечений насосного агрегата и гидравлического привода выбирают обратно пропорциональным отношению давления на глубине установки насосного агрегата к наибольшей величине из значений пластового давления и гидростатического давления.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что надпакерное и подпакерное пространство сообщают гидравлическим каналом, перекрываемым клапаном, препятствующим поступлению скважинного флюида из подпакерного в надпакерное пространство, причем при снижении давления в подпакерном пространстве ниже давления насыщения нефти газом в пластовых условиях отбирают часть рабочего флюида и нагнетают его в подпакерное пространство для повышения давления в подпакерном пространстве до величины, не превышающей значений пластового давления.

4. Способ по п.3, отличающийся тем, что давление в подпакером пространстве начинают повышать при снижении его величины на 10 - 15% по сравнению с замеренными значениями давления насыщения нефти газом в пластовых условиях, а восстанавливают давление в подпакерном пространстве до величины, превышающей давление насыщения нефти газом не более чем на 15 - 20%.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2