Способ эксплуатации многопластовой скважины

 

Союз Советских

Социалистических

Республик

О П

ИЗОБРЕТЕНИЯ р1179 1 948

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (61) Дополнительное к авт. свид-ву— (22) Заявлено 300578 (21) 26? 29 32/22-03 с присоединением заявки М (23) Приоритет

Опубликовано 30.12.80. Бюллетень М48

Дата опубликования описания 30.12.80 (51)М. Кл.

Е 21 В 43/14

Государственный комнтет

СССР но делам изобретений н атнрытнй (53) УДК 622 ° 276. .531 (088.8) (72) Авторы изобретения

Б.П.Корнев и В.Л.Воробьев (71 ) За яв итель

Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт (54 ) СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ МНОГОПЛАСТОВО!3

СКВАЖИНЫ и и

1 X„n(, "„V =e V ° V, 1 1jà число вскрытых пластов; порядковый номер вскрытого пласта (снизу вверх); порядковый номер объема вытеснения (снизу вверх); где и

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может - быть исполь. зовано для одновременной раздельной эксплуатации многопластовых скважин.

Известен способ эксплуатации мно- 5 гопластовой скважины, заключающийся в том, что в скважине создают индивидуальные перепады давления для вскрытых пластов, подцерживают приток жидкости из пластов на забой 10 скважины и вытесняют одновременно продукцию всех пластов с забоя на поверхность (1) °

Недостатком указанного способа является то, что он не позволяет 15 контролировать количество извлекаемой жидкости из отдельных пластов, требует сложного технического оснащения для реализации.

Наиболее близким техническим реше- Я нием из известных является способ эксплуатации многопластовой скважины, заключающийся в дифференцировании степени снижения давления в интервалах вскрытых пластов, поддержании .заданных объемов притока жидкости r скважину и вытеснении суммарного объема жидкости глубинным насосом по колонне подъемных труб на поверхность (2), Недостатком указанного способа является большая энергоемкость процесса подъема, преодоление дополнительных сопротивлений, обусловленных необходимостью дросселирования потоков жидкости, идущих из отдельных пластов, бесполезно расходуетс я энергия.

Целью изобретения является снижение потерь энергии на приток жидкости. указанная цель достигается тем, что дифференцирование степени снижения давления осуществляют изменением интервала хода плунжера глубинного насоса и установкой против вскрытых пластов на колонне подъемных труб приемных клапанов, причем интервал хода плунжера глубинного насоса изменяют в соответствии с соотношением:

791948

60 или

65 — коэффициент продуктивнос-1 э ти пластов, и /сут ° ат; ь Р„ — депрессии на пласт, ат;

v — объемыэ вытеснения жидкости, м ч — полный объем вытеснения жидкости

Э, ы — скорость вытеснения. жидкости, м /сут;

F — площадь вытеснения, м

2.

Изменение объемов вытеснения производят в зависимости от установленных норм отбора жидкости из вскрытых пластов, Изменяя объемы вытеснения для отдельных пластов, создают необходимые депрессии на вскрытые пласты и устанавливают таким образом нужные нормы отбора жидкости без дросселирования потоков, Поскольку в одном канале объединяются различные потоки жидкости, то для их взаимной увязки используют указанное выше соотношение, характеризующее зависимость между объемами вытеснени я, продуктивностью пластов, депрессий, скоростью вытеснения жидкости и сечением, по которому жидкость вытесняют, Способ одновременно устраняет надобность в спуско-подъемных операциях на скважине при необходимости изменения режимов отбора жидкости иэ пластов.На чертеже показана схема скважины, вскрывшей три продуктивных пласта °

Способ реализуется следующим образом.

В скв ажину опущены подъемные трубы 1, плунжер 2 глубинного насоса, приемный клапан 3 для нижнего пласта, приемный клапан 4 для среднего пласта 4 и приемный клапан 5 для верхнего пласта. Пласты разобщены двумя пакерами 6. Плунжер соединен гибкой связью с приводом 7, Подъемные трубы 1 являются цилиндром для плунжера 2, а клапаны 3 и 4 не препятствуют прохождению плунжера, Длина хода плунжера может быть любой в интервале от клапана 3 до устья скважины, Приемный клапан 4 размещен между пакерами 6, а клапаны 3 и 5 соответственно ниже и. выше пакеров.

Для скважины с тремя вскрытыми пластами (n=3, 1=1,2, 3, j=1,2, 3) зависимость между объемами вытеснения

v„, у и v и другими параметрами, исходя из йриведенного выше общего соотношения, имеет вид:

К ЛР (+Ч+Ч )+К аР (Ч +Ч )t)(др Ч -Wpq

В скважине осуществляют дифференцирование степени снижения давления в интервалах вскрытых пластов изменекием интервала хода плунжера глубинного насоса и установкой против вскрытых пластоВ на колонне подъемных труб приемных клапанов, причем интервал хода плунжера глубинного насоса изменяют в соответствии с соотношением:

)(дР+)(дР + К D p - -=ЮГ.

2 2 V 3 ЗЧ

Для этого в зависимости от величин k 2 ь и Ь Р„2 выбирают значения объемов вЫтеснейия у„так, чтобы указанное выше соотношение было справедливо.

Изменение объемов вытеснения жидкости производят изменением длины хода плунжера и сменой участка движения. Например, если плунжер перемещают на участке от клапана 3 до клапана 4,то объемы вытеснения для среднего и верхнего пластов равны нулю, а объем вытеснения для нижне го пласта регулируют крайней нижней точкой опускания плунжера. В этом случае методом пробных откачек производят исследования нижнего пласта.

Если плунжер перемещают на участке от клапана 3 до клапана 5,то объем вытеснения для верхнего пласта равен нулю, а объем вытеснения для среднего пласта равен разности между суммарным объемом вытеснения и объемом вытеснения для нижнего пласта. Длину хода плунжера, а следовательно, и объемы для нижнего и среднего пластов на этом участке регулируют изменением положения верхней и нижней крайних точек движения плунжера.

Скважина с тремя вскрытыми пластами имеет всего шесть участков движения плунжера (от клапана 3 до клапана

4, от клапана 4 до клапана 5, от клапана 5 до верхней точки движения плунжера, от клапана 3 до клапана

5, от клапана 4 до верхней крайней точки движения плунжера и от клапана 5 до верхней крайней точки движения плунжера). Выбирая соответствующие участки и длину, хода плунжера на этих участках, можно изменять объемы вытеснения жидкости для каждого пласта в широком диапазоне режимов эксплуатации.

После того- как дифференцирование степени снижения давления изменением интервала хода плунжера глубинного насоса будет произведено, осуществляют поддержание заданных объемов притока жидкости в скважину и вытеснение суммарного объема жидкости по колонне подъемных труб на поверхность °

Формула из обр етени я

Способ эксплуатации многопластовой скважины, заключающийся в диффе791948!

О где и

ВНИИПИ Заказ 9416/33 Тираж 626 Подписное

Филиал ППП Патент, г, Ужгород, ул, Проектная, 4 ренцировании степени снижения давления в интервалах вскрытых пластов, поддержании заданных объемов притока жидкости в скважину и вЫтеснении суммарного объема жидКости глубинным насосом по колонне подьемных труб на поверхность, о т л и ч а ю шийся тем, что, с целью снижения потерь энергии на приток жидкости, дифференцирование степени снижения давления осуществляют изменением интервала хода плунжера глубинного насоса и установкой против вскрытых пластов на колонне подъемных труб приемных клапанов, причем интервал хода плунжера глубинного насоса из— меняют в соответствии с соотношением: и

Ф\

Г К.ар. Г., =el f- Vi

1 131 j — число вскрытых пластов; порядковый номер вскрытого пласта (снизу вверх); порядковый номер объема вытеснения (снизу вверх) коэффициент продуктивнос4

3 ти пластов, м /сут ат; л Р; — депрессии н.. пласт, ать ч — объемы вытеснения жидкос"

1 ти, м--;

v — полный объем вытеснения жидкости м

И вЂ” скорость вытеснения жидкости, м /сут;

3;

F — площадь вытеснен и я, м .

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

15 1. Максутов P.A. и др. Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений, М., Недра, 1974, с,103-105. р(2 .. Патент С(И П 3509941, кл. 166-149, опублик. 05.05. 70.