EA001980B1

EA001980B1 - Устройство, предназначенное для использования при извлечении нефти/газа, и способы применения этого устройства

Info

Publication number: EA001980B1
Application number: EA200000972A
Authority: EA
Inventors: Филип Водка
Original assignee: Мерск Олие Ог Гас Ас
Priority date: 1998-03-20
Filing date: 1999-03-19
Publication date: 2001-10-22
Also published as: DK173824B1; GB0021771D0; WO1999049184A1; NO20004610D0; NO328353B1; NO20004610L; GB2351748B; EA200000972A1; AU2826399A; DK40598A; GB2351748A

Abstract

Изобретение относится к устройству, предназначенному для использования при извлечении нефти и/или газа из скважины в пласте и содержащему первый добывающий трубопровод (1), который своим одним концом сообщен по потоку с продуктивным пластом и своим вторым концом, противоположным первому концу, сообщен с находящимся на поверхности устьем скважины, и второй добывающий трубопровод (2), причем между первым и вторым трубопроводами предусмотрено отверстие (6) для потока, обеспечивающее возможность потока из первого трубопровода (1) во второй трубопровод (2), и отверстие (5) для потока, обеспечивающее возможность потока из второго трубопровода (2) в первый трубопровод (1), причем имеются средства (7), приводимые в действие для перекрытия, по меньшей мере, одного из двух отверстий для потока. Кроме того, изобретение относится к способам использования такого устройства.

Description

Настоящее изобретение относится к устройству, предназначенному для использования при извлечении нефти и/или газа из скважины в пласте, добыча из которого осуществляется через ствол скважины. Кроме того, изобретение относится к способу применения данного устройства в процессе добычи.

Широко известно, что за свой срок эксплуатации нефтяная или газовая скважина имеет изменяющиеся характеристики с точки зрения давления и состава добываемого углеводорода. Добыча нефти и газа в оптимальном режиме предполагает наличие определенных параметров потока, которые должны быть определены в соответствии с давлением, преобладающим в скважине, и составом добываемого флюида. В процессе добычи любая скважина будет выдавать как нефть, так и газ. В этой связи очень важно, чтобы скорость потока (дебит) газа оставалась приблизительно равной скорости потока нефти. При идеальном состоянии потока газ суспендирован в виде очень маленьких пузырьков в нефти, которая образует непрерывную фазу. В том случае, если скорость потока газа увеличивается до некоторой степени, будет проявляться склонность пузырьков газа агрегироваться и образовывать большие пузырьки, которые могут отрицательно повлиять на оборудование для добычи вследствие ударов, происходящих из-за неоднородной структуры флюида. Дополнительное увеличение скорости потока газа по отношению к скорости потока нефти приведет к дополнительному усилению тенденции к образованию больших пузырьков газа, и опасность повреждения оборудования для добычи сохранится. Еще большее увеличение скорости потока газа приведет к тому, что большие пузырьки газа станут скапливаться в виде центральной сердцевины потока при добыче, и в этом случае нефть будет проходить исключительно в виде кольцевого слоя у стенки добывающего трубопровода. В ситуациях, подобных только что описанной, способность транспортирования жидкостей к поверхности и, следовательно, добыча нефти будут резко уменьшаться, что крайне нежелательно.

С целью оптимизации параметров потока обычно выполняют следующее: в течение срока эксплуатации скважины добывающий трубопровод заменяют трубопроводом, имеющим меньший диаметр, поскольку тем самым можно получить более подходящие параметры потока с точки зрения параметров давления и состава. Таким образом, цель заключается в обеспечении описанного выше идеального состава добываемого флюида, а именно с очень маленькими пузырьками газа, суспендированными в нефти. Очевидно, что подобное требование заменить добывающий трубопровод таким образом связано с существенными затратами времени и связанными с этим значительными потерями в до быче, поскольку необходимо прервать процесс добычи во время процедуры замены.

Целью изобретения является разработка устройства, предназначенного для использования при извлечении нефти и/или газа, применение которого позволяет избежать длительных перерывов в добыче при одновременном поддержании рациональных параметров потока в добывающем трубопроводе.

В соответствии с изобретением эта цель достигается с помощью устройства, которое отличается наличием первого добывающего трубопровода, одним концом сообщенного по потоку с продуктивным пластом и другим концом, противоположным первому концу, сообщенного с устьем скважины на поверхности, и наличием второго добывающего трубопровода, причем между первым и вторым трубопроводами выполнено первое отверстие для потока, обеспечивающее возможность потока между первым и вторым трубопроводами, и второе отверстие для потока, обеспечивающее возможность потока между вторым и первым трубопроводами, при этом также предусмотрено средство, приводимое в действие для перекрытия, по меньшей мере, одного из отверстий для потока. Это средство предпочтительно расположено рядом со вторым (верхним) отверстием для потока между двумя трубопроводами. Примеры таких средств описаны в патенте США № 4 915 175 и патенте США № 5 316 084, в обоих из которых представлен тип клапана, который известен в данной конкретной области техники как выдвижная гильза (трубчатый затвор). Как указано в данных патентах, такой клапан можно использовать для создания сообщения (по текучей среде) между добывающим трубопроводом и кольцевым пространством для потока между добывающим трубопроводом и обсадной колонной, например, с целью обеспечения поступления тяжелых жидкостей или химикатов в добывающий трубопровод из кольцевого пространства для потока.

Способ согласно настоящему изобретению обеспечивает возможность добычи при различных диаметрах потока без необходимости замены добывающего трубопровода и тем самым отличается от способов по указанным патентам США, в соответствии с которыми обеспечивается возможность только регулирования притока флюидов в добывающий трубопровод из обсадной колонны труб, из которой невозможно осуществить подачу на поверхность.

С помощью такого устройства можно посредством открытого соединения между первым и вторым трубопроводами у обоих отверстий для потока обеспечить сравнительно большой диаметр потока, соответствующий общему диаметру потока в соответствующих трубопроводах, при этом часть добываемых флюидов проходит из первого трубопровода во второй трубопровод через то отверстие для потока, кото рое оказывается первым на пути в направлении потока, и проходит из второго трубопровода в первый трубопровод через то отверстие для потока, которое оказывается следующим на пути в направлении потока. Таким образом, в зоне между двумя отверстиями для потока поддерживается большой диаметр потока.

Путем перекрытия, по меньшей мере, одного из отверстий для потока можно ограничить площадь сечения потока до площади сечения потока в одном добывающем трубопроводе. Поскольку перекрытие может быть выполнено без прерывания добычи, можно добиться значительной экономии времени, что означает, что больше нет необходимости в остановке добычи, и это, в свою очередь, приводит к существенному сокращению затрат.

Рациональным образом второй добывающий трубопровод имеет средство для блокирования потока нефти и газа из пласта. Это средство предпочтительно расположено перед первым отверстием для потока, если смотреть в направлении потока при добыче. Таким образом, можно блокировать добычу близко от пласта, что обеспечивает повышение уровня безопасности.

Рациональным образом два трубопровода могут представлять собой концентрические трубопроводы. Тем самым, общий диаметр потока представляет собой диаметр потока во внутреннем трубопроводе плюс диаметр кольцевого пространства для потока между внутренним и наружным трубопроводами или диаметр потока, соответствующий внутреннему диаметру, минус площадь стенки внутреннего трубопровода. Таким образом, внутренний трубопровод будет представлять собой добывающий трубопровод на поздней фазе срока службы скважины.

Применение концентрических трубопроводов обеспечивает оптимальное использование поперечного сечения ствола скважины. Кроме того, использование концентрических трубопроводов облегчает их введение в ствол скважины и позволяет заменить внутренний трубопровод безопасным образом, когда добыча из пласта прервана (когда доступ к добываемому веществу из пласта перекрыт) с помощью клапанного средства, находящегося у нижнего конца наружного трубопровода. Тем самым, внутренний трубопровод выполнен с возможностью демонтажа по отношению к наружному трубопроводу. Такая замена оказывается уместной, например, в случае установки насосного оборудования или т. п. в скважине. При введении насоса, например, при сепарации нефти/газа в наружном из двух трубопроводов, достигается высокая степень безопасности, поскольку предохранительный клапан у пласта остается установленным.

Кроме того, изобретение относится к способу добычи из ствола скважины при использо вании вышеописанного устройства. При этом средства для перекрытия, по меньшей мере, одного из двух отверстий для потока приводятся в действие для обеспечения возможности притока и оттока через отверстия для потока, поскольку осуществляют непрерывный контроль давления и других параметров добычи и поскольку при заданных пределах соответствующих параметров добычи средства для перекрытия, по меньшей мере, одного из отверстий для потока приводятся в действие для перекрытия, по меньшей мере, одного из отверстий для потока, чтобы тем самым уменьшить площадь сечения потока.

Кроме того, изобретение относится к способу возобновления добычи из скважины после остановки добычи при использовании вышеописанного устройства. Способ отличается тем, что через первое отверстие на пути потока в направлении потока при добыче вводят газ, который вызывает подъем и уменьшение плотности столба нефти в первом добывающем трубопроводе над этим отверстием для потока, в то время как второе отверстие находится в своем перекрытом состоянии.

Далее изобретение будет описано более подробно со ссылкой на чертежи, в которых фиг. 1 изображает схематичный с частичным разрезом вид устройства согласно изобретению в первом состоянии добычи;

фиг. 2 - устройство, изображенное на фиг. 1, во втором состоянии добычи; и фиг. 3 - устройство, изображенное на фиг. 1, в состоянии возобновления добычи после остановки добычи.

На фиг. 1-3 показана нефтяная/газовая скважина, полученная обычным образом, что означает, что она была пробурена путем использования обычной колонны для бурения скважины и что впоследствии или, возможно, пошагово в процессе бурения была образована обсадная колонна 12. Эта обсадная колонна 12 представляет собой обычную обсадную колонну из труб/цемента, которая служит в качестве стенки, защищающей от притока из окружающего пласта, а также от оттока в окружающий пласт. Внутри обсадной колонны расположен первый добывающий трубопровод 1, который проходит между прокладкой 3, расположенной у продуктивного пласта, и находящимся на поверхности устьем 11, 13, 14, 15 скважины. Внутри первого трубопровода 1 концентрично расположен второй добывающий трубопровод 2, в результате чего создается кольцевое пространство между первым и вторым трубопроводами. Внутренний трубопровод 2 может быть плотно соединен с внутренней стороной наружного трубопровода 1 в зоне, непосредственно примыкающей к эксплуатационной прокладке 3. Внутренний трубопровод 2 проходит между этой зоной соединения и вышеупомянутым находящимся на поверхности устьем скважины. Находящееся на поверхности устье скважины оснащено средст вами для перекрывания и открывания соответствующих секций, т.е. наружного трубопровода, кольцевого пространства между внутренним и наружным трубопроводом, а также зоны между наружным трубопроводом и обсадной колонной. Эти средства выполнены в виде клапанных средств, которые хорошо известны в данной области техники. Однако устье скважины имеет специальное исполнение в том смысле, что предусмотрены сквозные каналы для электрических или гидравлических управляющих магистралей 8, 9 в первом трубопроводе, а также во втором трубопроводе для управления клапанными устройствами, описанными ниже, которые были смонтированы как часть первого трубопровода и как часть второго трубопровода.

В наружном трубопроводе 1 непосредственно рядом с эксплуатационной прокладкой размещено клапанное средство 4, предназначенное для перекрытия потока из продуктивного пласта в трубопровод 1. Клапанное средство 4 представляет собой, например, конструкцию с электрическим или гидравлическим управлением, при этом предусмотрено средство 8 для управления функционированием клапанного средства с поверхности.

За клапанным средством 4, если смотреть в направлении находящегося на поверхности устья скважины, выполнен ряд первых отверстий 5 во внутреннем добывающем трубопроводе. В возможном варианте это может быть зона прерывания внутреннего трубопровода. В этой ситуации добыча может на практике осуществляться в первом трубопроводе до тех пор, пока не произойдет приток в открытый конец внутреннего трубопровода. В дальнейшем термин «открытие» также используется для обозначения положения, показанного на фигурах. Отверстия расположены по кольцу, по существу, на одинаковых расстояниях друг от друга. Отверстия обеспечивают возможность потока между внутренним пространством для потока во внутреннем трубопроводе 2 и кольцевым пространством между внутренним и наружным трубопроводами.

На некотором расстоянии от первого ряда отверстий 5 в направлении к находящемуся на поверхности устью скважины выполнен второй ряд отверстий 6. Отверстия расположены по кольцу, по существу, на одинаковом расстоянии друг от друга. Отверстия обеспечивают возможность потока между внутренним пространством для потока во внутренний трубопровод 1 и кольцевым пространством между внутренним и наружным трубопроводами. Предусмотрено клапанное средство 7 для второго ряда отверстий 6, которое может быть приведено в действие для перекрытия потока между внутренним трубопроводом и кольцевым пространством между внутренним и наружным трубопроводами. Клапанное средство может представлять собой, например, конструкцию с электрическим или гидравлическим управлением, поскольку предусмотрено средство для управления функционированием клапанного средства с поверхности.

В зоне вблизи продуктивного пласта расположен так называемый переходник 10 для нагнетания. Он не имеет никакого значения для изобретения. Кроме того, на фиг. 1 показано сечение части внутреннего трубопровода у отверстий 6.

На фигурах потоки различных флюидов показаны стрелками в соответствующих про странствах для потоков.

Давление у находящегося на поверхности устья скважины Р_Тр_Н может быть выражено следующим образом:

^РТРН ^Ρίηί1ο« ^{- Р}цг ^{- Р}1г1с асе?

где Ρ_ιηι_1ο» - давление притока из пласта;

Р_дг - снижение давления, обусловленное гравитацией;

Р_|г|С - снижение давления, обусловленное трением;

Р_асс - снижение давления, обусловленное ускорением текучей среды (флюидов).

При этом обусловленное трением снижение давления на единицу длины для турбулентного потока может быть выражено следующим образом:

£·Ρ·*2²

ΙΏ⁵·π2 £·ρ·ν²

2Ιϋ

На составляющие Р_асс и Р_|г;_с можно повли ять путем регулирования параметров потока за счет модифицирования геометрии добывающего трубопровода. В соответствии с изобретением разработано оборудование, при использовании которого обеспечивается возможность путем выполнения простой операции, которая будет описана ниже, модифицировать геометрические параметры для потока.

Как показано на фиг. 1, клапанное средство 7 второго ряда отверстий 6 приводится в действие для того, чтобы занять положение, при котором может иметь место поток между кольцевым пространством между внутренним и наружным трубопроводами и внутренним трубопроводом. В случае открытого клапанного средства 4 у эксплуатационной прокладки 3 добыча в показанной конструкции будет осуществляться путем прохода нефти и газа из продуктивного пласта в первый трубопровод 1 труб. В первом ряду отверстий 5 нефть и газ будут разделяться и проходить в кольцевое пространство между внутренним и наружным добывающими трубопроводами, и проходить параллельно той части нефти и газа, которая проходит во внутреннем трубопроводе. Во втором ряду отверстий 6 та часть нефти и газа, которая поступила в кольцевое пространство между внутренним и наружным добывающими трубопроводами, будет проходить во внутреннее пространство для потока во внутреннем трубопроводе. Таким обра зом, на большей части длины трубопроводов поддерживается диаметр потока, который соответствует сумме диаметра потока во внутреннем трубопроводе и диаметра потока между внутренним и наружным трубопроводами или, другими словами, диаметру потока в наружном трубопроводе за вычетом площади поперечного сечения стенок внутреннего трубопровода.

В положении, изображенном на фиг. 1, создается сравнительно большой диаметр потока, который удовлетворяет условиям добычи на ранней стадии срока службы скважины. Благодаря довольно низкому трению можно получить высокие скорости потока и, следовательно, большие объемы добычи.

В положении, показанном на фиг. 2, клапанное средство 7 для второго ряда отверстий 6 приведено в действие, чтобы занять положение, при котором не может быть потока между кольцевым пространством между первым и вторым трубопроводами и внутренним трубопроводом. В случае открытого клапанного средства 4 у эксплуатационной прокладки 3 добыча в показанной конструкции будет происходить за счет прохода нефти и газа из продуктивного пласта во внутренний трубопровод. Вследствие перекрытия второго ряда отверстий 6 через первый ряд отверстий не будет проходить никакой поток нефти и газа, что означает, что добыча будет осуществляться исключительно через внутреннее пространство для потока во внутреннем трубопроводе.

В положении, показанном на фиг. 2, образуется добывающий трубопровод, который удовлетворяет условиям работы скважины на поздней стадии ее срока службы. Уменьшение диаметра потока достигается путем простого перекрытия второго ряда отверстий во внутреннем трубопроводе.

В положении, показанном на фиг. 3, схематично изображено возобновление добычи после остановки добычи. Во время остановки добычи добываемая нефть вследствие охлаждения и изменений плотности из-за гравитационного разделения нефти/газа и воды образует столб, который может оказаться слишком тяжелым для давления в пласте, чтобы опустить его в достаточной степени для возобновления добычи через добывающий трубопровод. Хорошо известным мероприятием, проводимым для возобновления добычи, является введение газа, например, азота в нефть в нижней части добывающего трубопровода. Газ, введенный в нефть, приводит к уменьшению плотности нефти, что способствует снижению давления у пласта, в результате чего нефть поднимается в действующем трубопроводе и добыча возобновляется.

В процессе использования устройства согласно изобретению требуемый газ вводится у находящегося на поверхности устья скважины. При этом отверстие 6 для потока, расположен ное наиболее близко к поверхности, перекрыто с помощью клапанного средства 7, предназначенного для этой цели. Таким образом, вводимый газ проходит вниз в кольцевое пространство между первым и вторым трубопроводами и проходит в первый трубопровод у первого ряда отверстий 5 для потока, расположенных наиболее близко к продуктивному пласту.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Устройство, предназначенное для использования при извлечении нефти и/или газа из скважины в пласте, которые добываются через ствол скважины, содержащее первый добывающий трубопровод (1) и второй добывающий трубопровод (2), одним концом сообщенный по потоку с продуктивным пластом и другим концом, противоположным первому, сообщенный с находящимся на поверхности устьем (11, 13, 14, 15) скважины, причем между первым и вторым трубопроводами предусмотрено первое отверстие (5) для потока, обеспечивающее возможность потока из второго трубопровода (2) в первый трубопровод (1) труб, отличающееся тем, что имеется второе отверстие (6) для потока, обеспечивающее возможность потока из первого трубопровода (1) во второй трубопровод (2) для создания объединенного потока нефти и/или газа в направлении устья (11, 13, 14, 15) скважины, причем имеются средства (7), приводимые в действие для перекрытия, по меньшей мере, одного из двух отверстий для потока.
2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что второй добывающий трубопровод (2) оснащен средством (3) для блокирования потока из пласта.
3. Устройство по п. 2, отличающееся тем, что средство (3) для блокирования потока из пласта расположено перед тем из двух отверстий (5) для потока, который является первым на пути потока при проходе его в направлении наружу.
4. Устройство по любому из пп.1-3, отличающееся тем, что первый и второй добывающие трубопроводы (1, 2) являются концентричными.
5. Устройство по любому из пп. 1-4, отличающееся тем, что находящееся на поверхности устье скважины выполнено со сквозными каналами для управляющих магистралей, предназначенных для приведения в действие соответствующих клапанных средств (4, 7).
6. Способ добычи из ствола скважины путем использования устройства по любому из пп.1-5, отличающийся тем, что средства для перекрытия, по меньшей мере, одного из двух отверстий для потока приводят в действие для обеспечения возможности притока и оттока через отверстия для потока, осуществляют непрерывный контроль давления и других соответствующих параметров добычи и при заданном предельном значении соответствующих параметров добычи средства для перекрытия, по меньшей мере, одного из отверстий для потока приводят в действие для перекрытия, по меньшей мере, одного из отверстий для потока, чтобы тем самым уменьшить площадь сечения потока.
7. Способ возобновления добычи из скважины после остановки добычи посредством использования устройства по любому из пп.1-5,

Фиг. 1 отличающийся тем, что газ вводят в первый добывающий трубопровод через первое отверстие для потока на пути потока при прохождении его в направлении добычи через второй добывающий трубопровод, причем газ вызывает снижение плотности и подъем столба нефти, расположенного в первом трубопроводе над этим отверстием для потока, при этом осуществляют перекрытие второго отверстия для потока.