RU1331U1 - Устройство для добычи нефти из обводненной скважины - Google Patents

Abstract

Устройство для добычи нефти из обводненной скважины, включающее колонну лифтовых труб, запорные устройства и устьевой газожидкостный или жидкостно-газовый эжектор, сообщенный своим выкидом с колонной лифтовых труб , отличающееся тем, что устьевой жидкостно-газовый или газожидкостной эжектор снабжен трубопроводом, сообщающим через запорное устройство его камеру низкого давления с затрубным пространством скважины, причем на заборе скважины в обводненном интервале установлено не менее двух пакеров, затрубное пространство между которыми заполнено высоковязкой или вязкопластичной жидкостью.

Description

.кж, Е 21 В 5/00 8 Устройство для добычи нефти из обводненной скважины Данная полезная модель относится к нефтедобывающей про мышленности и может быть использована при добыче нефти из обводгненных нефтяных скважин, У ровень техники Известна технология добычи нефти из обводненной скважи ны С Земцов Ю,В, и др. Комплексное воздействие на обводненные скважины Нефт, ,1991, 42-44), включающая селективную изоляцию водоносных интервалов с использованием гидролизующих кремнийорганических соединений и гелеобразующих порошкообразных реагентов. Осуществление подобной технологии возможно только при соблюдении определенных условий приготовления и за качки реагентов в призабойную зону пласта, В частности при транспортировке кремнийорганических соединений требуется высокая степень их герметизации; и обеспечение дополнительных мер безопасности, Кроме того многие из известных реагентов дефищ т ны, токсичны и дорогостоящие, что является одним из недостатков данной технологии. Известно устройство для добычи газа из обводненных С1шажин с отделением жидкости ( воды ) в самой скважине ( Котельников В.М, и др, Внутрискважинная сепарация жидкости от газа . Разработка нефтяных и газовых месторождений. Труды ВолгоградШШнефть, вып. 17, Волгоград, 1972, с,77-83) Это устройство применимо также и при добыче нефти из обводненных скважин. . ционной колонны расположен внешний ряд насооно- компрессорных труб (НКТ), в нижней части которых расположен внутренний ряд ,НКТ, сообщенных снизу через посадочное кольцо с радиальным отверстием с забоем разрабатываемого пласта, а верхняя часть этого ряда НКТ открыта и сообщена с внутренней полостью внешнего ряда НКТ; кольцевое пространство мезщу внешним и внутренним рядами НКТ через вертикальный канал и обратный клапан (открывающийся наружу ) сообщено с забоем нижележащего-поглощающего пласта, Газожидкостная смесь, поступившая из разрабатываемого пласта попадает во внутренний ряд НКТ, при выходе из которого скорость восходящего потока резко падает, газ отделяется и поднимается к устью скважины, а жидкость по межтрубному пространству ( между внутреннем и наружным рядами НКТ) опускается вниз, проходит обратный клапан, и поступает в поглощающий пласт. Недостатком данного устройства является то, что оно позволяет осуществлять сброс жидкости ( воды ) только в поглощающий пласт, отделенный от разрабатываемого непроницаемой перемычкой; кроме того, устройство не позволяет снижать содержание воды в продукции, отбираемой из разрабатываемого пласта. Известна технология добычи углеводородов ( газа, нефти ), включающее газожидкостный ( жидкостно-гавовый ) эжектор, при которой в скважину вводится газожидкостная смесь (или пена ), приготавливаемая на устье скважины при помощи эжектора (Нани-г ков Б,А, и др. Повышение эффективности эксплуатации обвод- няющихся газовых скважин. Обзорная информация. Серия: Разра ботка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, выпуск 13, ВНИИЭгазпром,1987г,, стр, 13-14), Согласно приведенной выше технологии жидкостно-газовая смесь ( или пена ) закачивается для периодического удаления столбов воды из скважины, а также может быть закачана в ПЗП с целью оттеснения во-у-3li0 1U.Jo

ды от забоя скважины. Для этого к устью скважины- к колонне лифтовнх труб и (или )к затрубному пространству скважины при соединяется выкид жидкостно-газового ( или газо-жидкостного ) эжектора, камера низкого давления которого сообщается либо с компрессором, либо с газопроводом от внешнего источника газа Недостатком данного технического решения является необходимость иметь внешний источник газа. Кроме того, нагнетаемая в пласт жидкостно- газовая смесь поступает одновременно и в водонасыщенныи и нефте (газо- ) насыщенный интервалы, что может отрицательно повлиять на приток углеврдородов из пласта.

Сущность полезной модели

Целью полезной модели является обеспечение снижения содержания воды в продукции, добываемой из разрабатываемого пласта при одновременна сбросе части воды в нижнюю часть этого же пласта.

Достижение данного технического результата обеспечивается тем, что, согласно полезной модели, соединенный с колонной лифтовых труб своим выкидом жидкостно-газовый ( или газо-жидкостный ) эжектор снабжен трубопроводом, сообщающим его камеру низкого давления с затрубным пространством скважины, причем на забое скважины в обводненном интервале установлено не менее даух пакеров, затрубное пространство меж.ду которыми заполнено высоковязкой или вязко-пластичной жидкостью.

В отличие от наиболее близкого аналога , устройство позволяет жидкостно- газовую- смесь вводить только в обводненную часть прискважинной зоны пласта. Вследствие этого порода,примыкакщая к стволу скважины в интервале ниже водо-нефтяного контакта,периодически гидрофобизуется подаваемой с устья жидкостно- газо вой смесью , получаемой при смешении жидкости с газом в жидкостно- газовом ( или газо жидкостном) эжекторе) без ухудше НИЯ фильтрационных параметров нефтенаощенного интервала Преимуществом подачи в обводненны интервал пласта шщкостногазовой смеси является то,что прж этом достигается более высокое вытеснение ( удаление ) воды из прискважинной зоны, чем при прокачке жидкости или газа, подаваемых раздельно; кроме того, при подаче жидкостно- газовой смеси расширяющиеся пузырьки газа способны одновременно с вытеснештем воды, осушать породу за счет испарения воды ( переводить ее в паровую фазу); все это обеспечивает высокую гидрофобизацию прискважинной зоны. За счет гидрофобизации прискважинной зоны ухудшаются условия ДЛЯ фильтрации воды, что будет способствовать снижению ее продвижения вверх и поступлению в скважину по прискважинной зоне; наличие пузырьков газа в этой зоне ( в составе жидкостногазовой смеси или пены ) также затруднит поступление воды как в скважину, так и в нефтенасыщенный интервал в призабойной зоне пласта. Усилить степень гидрофобизации прискважршной зоны можно, подавая периодически ( поочередно) на активное сопло жидкостногазового эжектора кроме нефти различные жидкости эмульсии, суспензии, способствующие лучшему удалению воды с поверхности породы ( например, на основе спиртов, ацетона, кислот , щелочей, пара), что также можно осуществлять с применением предлагаемого устройства, Наличие в обводненном интервале в затрубном пространстве между пакерами высоко-вязкой или вязко-пластичной жидкости обеспечивает возможность прохождения вводимой в нижнюю часть пласта жидкостно- газовой смеси через всю подлежащую обработке толщину пласта ( безэтого может иметь место прорыв закачиваемой жидкостно- газовой смеси в ствол скважйны - в обход места установки пакерф -cf yitOiy /o

газовой смесью ( ее гидрофобизации), скважина пускается в работу ( приток нефти осуществляется из интервала, расположенного выше верхнего пакера ). Со временем содержание воды в добываемой продукции может увеличиться- в этом случае обработку прискважинной зоны с использованием данного устройства повторяют.

Таким образом, данная полезная модель позволяет в проме жутках между обработками прискважинной зоны жидкостно- газовой смесью осуществлять отбор из верхнего нефтенасыщенного интервала пласта продукции с низкой обводненностью; при поступлении из пласта в скважину вместе с нефтью воды, последняя отделяется от нефти на участке колонны из НКТ повышенного диаметра и через нижний обратный клапан может поступать в обводненный интервал пласта в течение времени, пока в прискважинной зоне не снизится полученная после ее обработки гидрофобность породы до значения, при котором поступление воды из пласта в сква}кину достигнет предельного допустимого значения.

Перечень фигур чертежей

Схема осзпцествления полезной модели, расположение ее элементов и связи меаду ними представлена на чертеже,

В состав элементов схемы входят: добывающая скважина I , верхний пакер 2, нижний пакер 3, высоковязкая или вязко-пластичная жидкость 4, обратный клапан 5, участок НКТ большего диаметра б, обратный клапан 7, запорное устройство 8, жидкостно- газовый эжектор 9, трубопроводы 10,11 задвижка 12, трубопровод 13, насос 14, трубопровод 15, емкости 16,17, запорное устройство 18, трубопровод 19, жидкостно- газовый сепаратор 20, трубопровод 21.

Сведения, подтверждающие возможность осуществления полезной модели

В обводненном интервале добывающей скважаны I устанавливаются два пакера: верхний 2 и нижний 3, перекрывающие затрубное пространство, с заполнением участка ствола между ними высоковязкой или вязко- пластичной жидкостью 4, на башмаке НКТ устанавли-йается обратный клапан 5, открывающийся наружу, лифтовые трубы

выше верхнего пакера 2 имеют участок 6, выполненный из НКТ большего диаметра, чем остальная часть лифтовых труб, а в верхнем конце участка НКТ большего диаметра установлен обратный клапан 7, открывающийся внутрь труб; на устье скважины лифтовые трубы сообщены через запорное устройство 8 с выкидом жидкостно- газового эжектора 9, низконапорная камера которого трубопроводами Ю и II сообщена через задвижку 12 с затрубным пространством скважины I; активное сопло жидкоетно- газового эжектора сообщено трубопроводом 13 с выкидом насоса J4, которого сообщен трубопроводом 15 с емкостям 16 и 17, содержащими подаваемую на эжектор жидкость ( нефть, раствор кислоты, спирт и ,); кроме того , выкидная линия от лифтовых труб сообщена через запорное устройство 18 трубопроводом 19, с жидкостно- газовы1 5 сепаратором 20, нефтяной патрубок которого сообщен трубопроводом с емкостью 16, а газовый патрубок- с трубопроводом 21 На приведенном чертеже сплошными Шшиями со стрелками показано направление потоков при отборе продукции из сква}кины, а пунктирныкш ли ниями со стрелками - при закачке в скважину и прискважинную зону жидкостно- газовой смеси.

Пример осуществления полезной модели о

тационной колонной диаметрш 168 мм, башмак эксплуатационной колонны находится на расстоянии 25 м от подошвы пласта. Перед монтажом устройства нижнюю часть ствола скважины - в обводненном интервале пласта, заполняют высоковязко дегазированной нефтью После этого спускают в скважину компоновку, включающую нижний участок длиной 50 м из НКТ диаметром 73 мм с обратным .- клапаном 5 на нижнем их конце, открыващимся наружу; на этом участке ИКТ устанавливаются верхний пакер 2 и нижний пакер 3,

расстояние между которыгли 30 м; выше нижнего участка НКТ располагают участок длиной 500 м из НКТ диаглетром 102 мм с обратным клапаном 7, открывающимся внутрь НКТ на верхнем конце этого участка; верхний участок длиной 2000 м может быть выполнен из НКТ диаметром 73или 60 мм. На устье скважины лифтовые трубы через запорное устройство ( задвижку ) 8 сообщены с выкидом жидкостно- газового эжектора 9, вход в камеру низкого давления которого трубами диаметром 73 мм сообщен через задвижку 12 с затрубным пространством скважины. Рабочее сопло жидкостногазового эжектора сообщают трубами с насосом 14 (для этого может использоваться передвижной насосный агрегат, например ЦА-320), Вход насоса 14 сообщают трубами с емкостями 16 и 17 (из которых емкость 17 может быть передвижной). Содер жащуюся в этих емкостях жидкость ( нефть, спирт, раствор ПАВ или кислоты) попеременно подают насосом 14 на рабочее сопло жвдкостно газового эжектора, при этом задвижки 8 и 12 открыты, а запорное устройство 18 ( задвижка ) на линии, сообщающей лифтовые трубы с жидкостно- газовым сепаратором 20, находится в закрытом положении,

Поступающая в низконапорную камеру жидкостно- газового эжектора из затрубного пространства скважины продукция ( газ или газированная жидкость) смешивается в эжекторе с выходящей

из активного сопла струей жидкости ( нефти, спирта, раствора ПАВ или кислоты), в результате на выходе из эжектора образуется жидкостно- газовая смесь, которая по колонне лифтовых труб ( при закрытом обратном клапане 7 и открытом обратном клапане 5 ) поступает через перфорационные отверстия в нижний интервал обводненной прискважинной зоны пласта, проходит вверх, до несЬтенасыщенного интервала, при этом на пути движения шедкостно- газовой смеси происходит гидрофобизация породы, образуются участ1ш, занятые жидкостно- газовой смесью, пеной, что затрудняет поступление по ним воды из нижней части пласта в верхнюю в прискважинной зоне, где обычно имеется условие для образования конуса обводнения. Продолжительность обработки и количество закачиваемой в прискваженную зону жидкостно- газовой смеси зависят от вскрытой толщины обрабатываемого пласта. После обработки прискважинной зоны зэдвижки 8 и 12 закрывают, а задвижку 18 открывают и пускают скважину в работу. При снижении водонасыщенности породы в пржскважинной зоне на 3050 % ( т.е. дополнительной гидрофобизации породы ) возможно многократное ( до 5-6 раз) снижение поступления воды из нижнего интервала пласта в верхний, что одновременно с уменьшением обводненности добываемой продукщш, позволит увешетить дебит нефти в 1,5-2 раза и более. - /-/ 9ifO/9A4 b

Х Х//

в.о./

Claims (1)

1. Устройство для добычи нефти из обводненной скважины, включающее колонну лифтовых труб, запорные устройства и устьевой газожидкостный или жидкостно-газовый эжектор, сообщенный своим выкидом с колонной лифтовых труб , отличающееся тем, что устьевой жидкостно-газовый или газожидкостной эжектор снабжен трубопроводом, сообщающим через запорное устройство его камеру низкого давления с затрубным пространством скважины, причем на заборе скважины в обводненном интервале установлено не менее двух пакеров, затрубное пространство между которыми заполнено высоковязкой или вязкопластичной жидкостью.