СПОСОБ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДВУХ ПЛАСТОВ В СКВАЖИНЕ С ПОВЫШЕННЫМ ГАЗОВЫМ ФАКТОРОМ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
DUAL STRING PRODUCTION METHOD IN WELL WITH INCREASED GAS RATIO AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности, в частности к раздельной эксплуатации нескольких пластов с использованием штанговой насосной установки.
Известен способ добычи нефти или газа из многопластовых скважин [1], включающий геолого-технические мероприятия для устранения пластовых перетоков, заключающийся в том, что между всеми пластами, включая мощные и слабые, устанавливают пакеры, образуя запакерованные объемы скважины, сообщают между собой эти объемы скважины общей трубой, которая верхним концом подключена к добычному насосу в скважине или к транспортной системе на устье скважины, а нижним концом выходит в объем скважины в зоне нижнего мощного пласта и которая имеет разрезы на уровне каждого объема скважины, в разрезы общей трубы монтируют струйные насосы, а объемы скважины в зонах слабых пластов и выше всех пластов соединяют между собой трубками, герметично проходящими через объемы скважины в зонах мощных пластов.
Недостатком данного способа является то, что оно не обеспечивает изоляцию и раздельную эксплуатацию нескольких пластов, при этом возможен неконтролируемый переток пластового флюида по трубкам, децентрированно установленным в пакерах и гидравлически соединяющим слабые пласты. Кроме того, способ не обеспечивает отвод попутного нефтяного газа, поступающего на прием насоса из-под пакера.
Известна насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине [2], содержащая колонну лифтовых труб, колонну полых штанг, пакер и дифференциальный насос с верхним и нижним полыми плунжерами, причем всасывающий клапан верхней секции дифференциального насоса установлен сбоку, а нагнетательный - в обводном канале верхней секции, сообщенном с полостью лифтовых труб, причем верхний плунжер с выполненным в нем обводным каналом установлен на полую штангу при помощи последнего с возможностью перетока жидкости и ограниченного осевого перемещения, причем обводной канал снабжен снизу седлом нагнетательного клапана, а полая штанга - запорным органом, размещенным на ее наружной поверхности, и толкателем, взаимодействующим сверху с плунжером.
Недостатком известной установки является то, что она не обеспечивает отвод из приема всасывающего клапана попутного газа, выделившегося из нефти, добываемой из нижнего, отсеченного пакером, продуктивного пласта, и тем самым не может использоваться на месторождениях нефти с повышенным газовым фактором.
Известна также установка для одновременно раздельной эксплуатации двух пластов [3], включающая колонну лифтовых труб, штанговый насос, пакер и хвостовик, при этом штанговый насос снабжен дополнительным всасывающим клапаном, размещенным на боковой стенке его цилиндра и делящим этот цилиндр по длине на две части, пропорциональные производительностям пластов, при этом установка обеспечивает возможность поступления в цилиндр штангового насоса, при движении его плунжера вверх, сначала продукции низконапорного пласта, а после прохождения плунжером дополнительного клапана - продукции высоконапорного пласта.
Недостатком известной установки также является то, что она не обеспечивает отвод из приема всасывающего клапана попутного газа, выделившегося из нефти, добываемой из нижнего, отсеченного пакером, продуктивного пласта, и тем самым не может использоваться на месторождениях нефти с повышенным газовым фактором.
Наиболее близкой по технической сущности к заявляемой группе изобретений является способ одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, реализуемый с помощью установки, описанной в патенте RU 59138 U1 [4]. Способ заключается в том, что спускают в скважину установку, включающую пакер для разделения эксплуатируемых пластов, колонну лифтовых труб, колонну полых штанг, два последовательно установленных штанговых насоса, верхний из которых вдоль наружной поверхности имеет боковой дополнительный канал (байпас) с всасывающим клапаном на приеме и нагнетательным клапаном на выкиде в полость колонны лифтовых труб, а нижний насос имеет всасывающий клапан на входе в его цилиндр, нагнетательный клапан - на входе в его плунжер, при этом полые плунжеры обоих насосов соединены соосно полым штоком, с возможностью сквозного прохождения потока жидкости из нижнего пласта через общий канал в полость колонны полых штанг и далее на поверхность с расположенным на ней оборудованием подачи реагентов, при этом вокруг полого штока установка имеет межплунжерную полость переменного сечения, которая сообщается через приемный клапан с затрубным надпакерным пространством, а через байпас с расположенным в нем нагнетательным клапаном сообщается с лифтовой полостью колонны НКТ. Межплунжерная полость, изменяясь в объеме за счет ввода-вывода в нее плунжеров с разным диаметром, в случае применения верхнего насоса меньшего диаметра, чем нижний, является полостью нагнетания и всасывания одновременно, а в случае применения верхнего насоса большего диаметра является только полостью всасывания, а полостью нагнетания является лифтовая полость колонны НКТ. На внешней поверхности лифтовых труб, с поверхности в полость хвостовика на прием нижнего насоса, проложен кабель с токопроводящими жилами, присоединенными к манометру - термометру - влагомеру скважинному и капиллярными трубками, одна из которых оснащена обратным клапаном в нижнем торце, а верхним торцом подключена к оборудованию для подачи реагентов, другая трубка, для отвода газа, оснащена на верхнем торце газоотводным клапаном. После спуска установки осуществляют подъем нефти из двух пластов в выкидную линию скважины и в колонну лифтовый труб.
Недостатком вышеописанного устройства является то, что использование двух насосов значительно усложняет способ добычи нефти и конструкцию для осуществления способа, т.к. применение жестко связанных между собой насосов не позволяет регулировать отбор флюида из одного пласта без изменения отбора флюида из другого пласта. Кроме того, тот факт, что газоотводная капиллярная трубка введена непосредственно в приемную камеру нижнего насоса, негативно сказывается на процессе газосепарации, так как не весь свободный газ, выделившийся из нефти, поступает в газоотводную капиллярную трубку, большая его часть все равно поступает в насос, так как габаритные размеры и пропускная способность капиллярного трубопровода неизмеримо меньше габаритных размеров и пропускной способности всасывающего клапана насоса.
Задачей, решаемой группой заявленных изобретений, является разработка способа и создание установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов на месторождениях нефти с повышенным газовым фактором, обеспечивающей сепарацию и отвод из приема всасывающего клапана попутного газа, выделившегося из пластового флюида, добываемого из нижнего, отсеченного пакером, продуктивного пласта.
Поставленная задача решается за счет того, что в способе одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине с повышенным газовым фактором, заключающемся в спуске в скважину установки, включающей колонну лифтовых труб, хвостовик с установленным на нем пакером, обеспечивающим разобщение верхнего и нижнего эксплуатируемых пластов, глубинный штанговый насос для подъема пластового флюида из двух пластов, входы которого сообщены с надпакерным пространством и подпакерным пространством через всасывающие клапаны, а выход сообщен с полостью колонны лифтовых труб через нагнетательный клапан, скважинный трубопровод для отвода попутного газа из подпакерного пространства; подъеме пластового флюида из двух пластов по колонне лифтовых труб на устье скважины, согласно изобретению снабжают установку переходным элементом, обеспечивающим гидравлическую связь подпакерного пространства скважины через хвостовик с одним из всасывающих клапанов глубинного штангового насоса и отделение попутного газа из пластового флюида за счет многократного изменения в переходном элементе направления проходящего через него флюида из нижнего пласта, с постоянным отводом выделившегося газа по скважинному трубопроводу в линию нефтесбора на устье скважины или в надпакерную полость скважины выше динамического уровня.
Поставленная задача решается также за счет того, что установка для осуществления способа одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине с повышенным газовым фактором, включающая колонну лифтовых труб, хвостовик с установленным на нем пакером, глубинный штанговый насос с двумя всасывающими клапанами на приеме, один из которых размещен на его боковой поверхности, и нагнетательным клапаном на выходе в полость колонны лифтовых труб, трубопровод для отвода попутного газа из подпакерного пространства, согласно изобретению дополнительно снабжена переходным элементом с системой последовательно соединенных между собой продольных каналов, обеспечивающей гидравлическую связь подпакерного пространства скважины через хвостовик с всасывающим клапаном глубинного штангового насоса, при этом вход трубопровода для отвода попутного газа гидравлически связан с верхним участком системы продольных каналов переходного элемента, а выход трубопровода выполнен с возможностью отвода газа в линию нефтесбора на устье скважины или в надпакерную полость скважины выше динамического уровня.
Установка также может содержать обратный клапан, установленный в верхней части скважинного трубопровода выше динамического уровня.
Сущность способа одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине с повышенным газовым фактором и установки для его осуществления поясняется следующими чертежами:
на фиг.1 представлена схема установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине для случая, когда давление верхнего пласта больше давления нижнего пласта; на фиг.2 - схема установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине для случая, когда давление нижнего пласта больше давления верхнего пласта; на фиг.3 - схема установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине для случая, когда выход скважинного трубопровода сообщен с надпакерной полостью скважины выше динамического уровня.
Для осуществления способа одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, когда давление верхнего пласта больше давления нижнего пласта (фиг.1), в скважину 1 спускают установку, включающую колонну лифтовых труб 2, глубинный штанговый насос 3, цилиндр которого оснащен нижним 4 и боковым 5 всасывающими клапанами. Нижний всасывающий клапан 4 через переходный элемент, включающий систему продольно (концентрично) расположенных и последовательно гидравлически связанных каналов 6, 7, 8, гидравлически связан с хвостовиком 9, в нижней части которого расположен пакер 10, герметично разобщающий обсадную колонну 11 скважины 1 на подпакерную 12 и надпакерную 13 полости, связанные с нижним 14 и верхним 15 продуктивными пластами посредством перфорационных отверстий 16 и 17 соответственно. Верхняя часть системы продольных каналов переходного элемента, где расположены выход канала 6 и вход канала 7 (фиг.1), гидравлически связана со входом скважинного трубопровода 18 для отвода газа из подпакерной полости скважины, а выход канала 8 гидравлически связан с всасывающим клапаном 4. Внутри цилиндра насоса 3 расположен с возможностью перемещения плунжер 19 с нагнетательным клапаном 20. Плунжер 19 посредством колонны штанг 21, расположенной внутри колонны лифтовых труб 2, связан со станком- качалкой 22, расположенным на устье скважины. Внутренняя полость 23 колонны лифтовых труб 2 и выход скважинного трубопровода 18 гидравлически связаны с линией нефтесбора 24.
Для осуществления способа одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в случае, когда давление нижнего пласта больше давления верхнего пласта (фиг.2), в установке для осуществления способа используют переходной элемент, в котором выход канала 6 соединен с боковым клапаном 5 штангового насоса 3, а верхняя часть переходного элемента, где расположены выход канала 8 и вход канала 7, гидравлически связана со входом скважинного трубопровода 18.
Отвод выделившегося попутного газа из подпакерной полости 12 может быть осуществлен и в надпакерную полость 13 скважины 1. При этом скважинный трубопровод 18 выполняют и закрепляют на колонне лифтовых труб 2 таким образом, чтобы его выход располагался в надпакерной полости выше динамического уровня скважины 1 (фиг.3).
Способ одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине осуществляют следующим образом.
Вариант 1 (фиг.1). Давление верхнего пласта в скважине больше давления нижнего пласта.
H
При движении вверх колонны насосных штанг 21, связанной со станком-качалкой 22, одновременно внутри цилиндра насоса 3 вверх перемещается плунжер 19, при этом нагнетательный клапан 20 закрыт, в полости 25 цилиндра насоса 3, расположенной под плунжером 19, давление снижается ниже пластового давления P нижнего пласта 14.
B
H
Пластовый флюид из нижнего продуктивного пласта 14 через перфорационные отверстия 16 поступает в подпакерную полость 12 обсадной колонны 11 и далее через хвостовик 9 поступает в канал 6. Свободный газ, выделившийся из пластового флюида, при этом движется вместе с ним по хвостовику 9 вверх. При перетекании пластового флюида из канала 6 в канал 7 направление движения пластового флюида изменяется на противоположное. При этом скорость течения пластового флюида меньше скорости всплытия пузырьков газа. Свободный газ, выделившийся из пластового флюида в каналах 6 и 7, поднимается в трубопровод 18 и далее в линию нефтесбора 24 на устье скважины или в надпакерную полость 13 скважины 1 выше динамического уровня и оттуда через обвязку устья скважины (не показана) в линию нефтесбора 24. Дегазированный пластовый флюид из канала 7 перетекает в канал 8 и через нижний всасывающий клапан 4 поступает в полость 25 цилиндра насоса 3. При дальнейшем движении плунжера 19 вверх происходит открытие бокового всасывающего клапана 5, при этом вследствие того, что пластовое давление P верхнего пласта 15 больше пластового давления P нижнего пласта 14, нижний всасывающий клапан 4 закрывается и прекращается поступление пластового флюида из нижнего продуктивного пласта 14. При этом пластовый флюид из верхнего продуктивного пласта 15 через перфорационные отверстия 17 проходит во внутреннюю полость 13 обсадной колонны 11, где естественным образом дегазируется и далее через открытый боковой всасывающий клапан 5 поступает в полость 25 цилиндра насоса 3. При закрытом нагнетательном клапане 20 давление в полости 23 колонны лифтовых труб 2 повышается и пластовый флюид поступает на устье скважины в линию нефтесбора 24. Обратный переток пластового флюида из линии нефтесбора 24 в скважинный трубопровод 18 либо в надпакерную полость 13 скважины 1 (фиг.3) предотвращает обратный клапан 26, установленный в верхней части скважинного трубопровода 18 выше динамического уровня.
Во время движения колонны насосных штанг 21 и связанного с ней плунжера 19 вниз давление в полости 25 глубинного насоса 3 повышается, при этом закрывается боковой всасывающий клапан 5, пластовый флюид из полости 25 через открытый нагнетательный клапан 20 плунжера 19 поступает в полость 23 колонны лифтовых труб 2. Циклы повторяются. При этом отвод свободного газа из нижнего продуктивного пласта 14 в линию нефтесбора 24 происходит непрерывно, при движении колонны насосных штанг 21 вверх и вниз.
Вариант 2 (фиг.2). Давление нижнего пласта в скважине больше давления верхнего пласта.
B
H
B
При движении вверх колонны насосных штанг 21, связанной со станком-качалкой 22, одновременно внутри цилиндра насоса 3 вверх перемещается плунжер 19, при этом нагнетательный клапан 20 закрыт, в полости 25 цилиндра насоса 3, расположенной под плунжером 19, давление снижается ниже пластового давления P верхнего пласта 15. Пластовый флюид из продуктивного пласта 15 через перфорационные отверстия 17 проходит во внутреннюю полость 13 обсадной колонны 11, где естественным образом дегазируется и далее через открытый нижний всасывающий клапан 4 поступает в полость 25 цилиндра насоса 3. При дальнейшем движении плунжера 19 вверх происходит открытие бокового всасывающего клапана 5, при этом вследствие того, что пластовое давление P нижнего пласта 14 больше пластового давления P верхнего пласта 15, нижний всасывающий клапан 4 закрывается и прекращается поступление пластового флюида из верхнего продуктивного пласта 15. При этом пластовый флюид из нижнего продуктивного пласта 14 через перфорационные отверстия 16 поступает в подпакерную полость 12 обсадной колонны 11 и далее через хвостовик 9 поступает в канал 8. Свободный газ, выделившийся из пластового флюида, движется вместе с пластовым флюидом вверх. При перетекании пластового флюида из канала 8 в канал 7 направление движения пластового флюида изменяется на противоположное. При этом скорость течения пластового флюида меньше скорости всплытия пузырьков газа. Свободный газ из каналов 8 и 7 поднимается в трубопровод 18 и далее в линию нефтесбора 24 или в надпакерную полость 13 скважины 1 выше динамического уровня и оттуда через обвязку устья скважины (не показана) в линию нефтесбора 24. Дегазированный пластовый флюид из канала 7 перетекает в канал 6 и через боковой всасывающий клапан 5 поступает в полость 25 цилиндра насоса 3. При закрытом нагнетательном клапане 20 давление в полости 23 колонны лифтовых труб 2 повышается и пластовый флюид поступает на устье скважины в линию нефтесбора 24. Обратный переток пластового флюида из линии нефтесбора 24 в скважинный трубопровод 18 либо в надпакерную полость 13 скважины 1 предотвращает обратный клапан 26, установленный в верхней части скважинного трубопровода 18 выше динамического уровня.
Во время движения колонны насосных штанг 21 и связанного с ней плунжера 19 вниз давление в полости 25 глубинного насоса 3 повышается, при этом закрывается боковой всасывающий клапан 5, пластовый флюид из полости 25 через открытый нагнетательный клапан 20 плунжера 19 поступает в полость 23 колонны лифтовых труб 2. Циклы повторяются. При этом отвод свободного газа из нижнего продуктивного пласта 14 в линию нефтесбора 24 либо в надпакерную полость 13 скважины 1 происходит непрерывно, при движении колонны насосных штанг 21 вверх и вниз.
Таким образом, технический результат, заключающийся в сепарации и отводе попутного газа, содержащегося в пластовом флюиде, добываемом из нижнего подпакерного пласта при одновременно-раздельном способе добычи, обеспечивается за счет использования в установке для осуществления этого способа переходного элемента с системой продольных каналов, гидравлически связанных между собой, и скважинным трубопроводом для отвода газа на устье скважины. Кроме этого, соединение входа скважинного трубопровода с системой продольных каналов переходного элемента, а не непосредственно с приемной камерой штангового насоса, обеспечивает полный и непрерывный отвод газа из пластового флюида, поступающего из подпакерного пространства.
Источники информации
1. RU 2391493, МПК F04B 47/02, опубл. 2010.06.10.
2. RU 2351801, МПК F04B 47/02, опубл. 2007.11.02.
3. RU 2221136, МПК Е21В 43/14, опубл. 2004.01.04.
4. RU 59138 U1, МПК Е21В 43/14, опубл. 2006.12.10.