УСТАНОВКА ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН
DEPLETED WELL OPERATION PLANT

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для эксплуатации малодебитных и малорентабельных скважин. Суть изобретения заключается в установке для добычи пластовой жидкости из пласта за счет непосредственной передачи энергии закачиваемой рабочей жидкости в струйный насос, действующий как трансформатор, преобразующий энергию рабочей жидкости в энергию для подъема пластовой жидкости.
Известен способ добычи жидкого полезного ископаемого (аналог). Патент РФ №2199001, Е21В 43/00. Опубликован - 20.02.2003 Бюл. №5.
Способ добычи жидкого полезного ископаемого основан на использовании двух насосов. Один из них устанавливается на поверхности, а второй - струйный в скважине на расчетной глубине выше пакерной компоновки. Согласно изобретению всасывающая полость насоса, устанавливаемого на поверхности, подсоединяют к трубе,
по которой транспортируют добываемое жидкое полезное ископаемое от струйного насоса на поверхность. Нагнетательную полость насоса на поверхности подсоединяют к транспортной трубе, по которой жидкое полезное ископаемое подают потребителю. На транспортной трубе имеется емкость, к которой подсоединяют трубу, подающую жидкость к струйному насосу по затрубному пространству. Работу струйного насоса выполняют давлением жидкости на поверхности в емкости на транспортной трубе. Сечение трубопровода выбирается равным или превышающим сечение транспортной трубы. Подача жидкости в транспортную трубу осуществляется с большим давлением без дополнительных потерь, что обеспечивает высокую производительность обоих насосов. Регулирование производительности предложенного способа в разных условиях добычи выполняют путем изменения внутреннего сечения транспортной трубы задвижкой, что позволяет отрегулировать устойчивую работу насосов без пульсации давления и, следовательно, без изменения скорости потока, производительности и качества добываемой продукции.
Недостатками способа добычи жидкого полезного ископаемого являются: необходимость заполнения всей системы жидким полезным ископаемым; для стабильной работы необходимо регулирование сечения трубы, подающая жидкость на струйный насос; риски нарушения целостности колонны в результате закачки рабочей жидкости по заколонному пространству; отсутствие возможности контроля забойного давления; для замены струйного насоса (ревизия, замена сопла/диффузора), необходимо извлечение всего погружного оборудования из скважины.
Известен комплекс оборудования для ввода в эксплуатацию бездействующих малодебитных нефтяных скважин (аналог). Патент РФ №105665, Е21В 43/00 (F04F 5/54). Опубликован 20.06.2011 Бюл. №17.
Комплекс оборудования для ввода в эксплуатацию бездействующих малодебитных нефтяных скважин содержит установку погружного струйного насоса, устьевое оборудование, блок наземного технологического оборудования, включая узел подготовки флюида нефтяных скважин, силовой насосный агрегат и систему контроля и управления. Блок наземного технологического оборудования выполнен в мобильном контейнерном исполнении.
Установка погружного струйного аппарата оснащена системой телеметрии. Контроль забойного давления осуществляется глубинным манометром. Для питания глубинного прибора, а также получения с него информации на устье, используется кабель, прокладываемый вдоль насосно-компрессорных труб.
Комплекс оборудования оснащен системой дистанционного контроля и управления работой комплекса оборудования и скважинной системой телеметрии, размещенного в наземном мобильном блоке, который оснащен системами освещения, обогрева, в том числе автономного, вентиляции, противопожарной защиты и обнаружения углеводородных газов, а также устройством для продувки технологического оборудования газом.
Недостатками комплекса оборудования для ввода в эксплуатацию бездействующих малодебитных нефтяных скважин являются: риски нарушения целостности эксплуатационной колонны, кабельной линии в результате подъема добываемой жидкости по заколонному пространству; рискам повреждения кабеля при спуске оборудования; для замены струйного насоса (ревизия, замена сопла/диффузора), необходимо извлечение всего погружного оборудования из скважины.
Известна установка струйного насоса для эксплуатации скважины с боковым стволом (аналог). Патент РФ №124307, Е21В 43/00 (F04F 5/02). Опубликован 20.01.2013 Бюл. №2.
Установка состоит из поверхностного силового привода, выполненного с возможностью использования рабочей жидкости из системы поддержания пластового давления. Спуск струйного насоса осуществляется на колонне насосно-компрессорных труб, которые также служат каналом для подачи рабочей жидкости с поверхности земли. Подъем добываемой жидкости осуществляется по затрубному пространству. Для разъединения призабойной зоны скважины и затрубного пространства используется пакер.
Недостатками установки струйного насоса для эксплуатации скважины с боковым стволом являются: риски нарушения целостности колонны в результате подъема добываемой жидкости по заколонному пространству; отсутствие возможности контроля забойного давления; для замены струйного насоса (ревизия, замена сопла/диффузора), необходимо извлечение всего погружного оборудования из скважины.
Эти недостатки частично устранены в другой известной установке струйного насоса для эксплуатации скважин с боковым стволом малого диаметра, принятого за прототип. Патент РФ №144129, Е21В 43/00, Е21В 47/06). Опубликован 10.08.2014 Бюл. №22.
Установка может быть применена для добычи нефти как из нефтяных наклонно-направленных скважин, так и нефтяных скважин с боковыми стволами, оборудованных эксплуатационной колонной малого диаметра. Установка состоит из поверхностного силового привода, выполненного с возможностью использования рабочей жидкости из системы поддержания пластового давления, струйного насоса. Спуск струйного насоса осуществляется на колонне насосно-компрессорных труб, которые также служат каналом для подачи рабочей жидкости с поверхности земли. Подъем добываемой жидкости осуществляется по затрубному пространству. Для разъединения призабойной зоны скважины и затрубного пространства используется пакер. Контроль забойного давления осуществляется глубинным манометром. Для питания глубинного прибора, а также получения с него информации на устье, используется кабель, прокладываемый вдоль насосно-компрессорных труб.
Недостатками установки струйного насоса для эксплуатации скважины с боковым стволом с боковым стволом малого диаметра является недостаточная эффективность эксплуатации скважины из-за сложности ее технологического обслуживания, требующей при смене режима эксплуатации демонтажа скважинного оборудования и удаления ее из скважины, рисками нарушения целостности колонны при извлечении пластовой жидкости из скважины.
Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является обеспечение эффективной работы малодебитных скважин с использованием струйного насоса и улучшение извлечения пластовой жидкости из скважин.
Техническим результатом является повышение технологичности эксплуатации скважины.
Указанный технический результат достигается тем, что известная установка струйного насоса для эксплуатации скважин с боковым стволом малого диаметра содержит два насоса, один из которых установлен на поверхности и выполнен с возможностью использования рабочей жидкости из системы поддержания пластового давления, а второй - струйный в скважине на расчетной глубине, устанавливаемый в колонне насосно-компрессорных труб, и глубинный манометр на кабеле, согласно предложенному техническому решению установка включает колонну лифтовых труб для двух схем реализации - одно- и двухлифтовая конструкция, узел струйного насоса, содержащий струйный насос, герметично установленный в посадочном устройстве с отверстием для выхода смеси рабочей и пластовой жидкостей и имеющий канал для забора пластовой жидкости и ловильную головку для захвата монтажным инструментом и удаления его из скважины с помощью каната или же восходящим потоком рабочей жидкости, и закрепленный под ним автономный геофизический прибор, а также обратный клапан, установленный под узлом струйного насоса или якорно-пакерным оборудованием, при этом однолифтовая конструкция содержит якорно-пакерное оборудование, двухлифтовая - конструкцию из колонны насосно-компрессорных труб, собранную по схеме «труба в трубе», и герметизирующее устройство.
Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам установки для эксплуатации малодебитных скважин, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».
Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения преобразований на достижение указанного технического результата. Известен скважинный эжектор. Патент РФ №2560969, F04F 5/02. Опубликован 10.08.2014 Бюл. №22. Скважинный эжектор устанавливается в колонне насосно-компрессорных труб, оснащенной пакером, с возможностью удаления его из скважины. Данное устройство отличается по функционалу и используется для повышения эффективности работы глубинно-насосного оборудования, отвода газа из подпакерной зоны. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень».
Заявленное техническое решение может быть реализовано на любом предприятии машиностроения из общеизвестных материалов по принятой технологии и успешно использовано на нефтедобывающих скважинах. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».
Реализация задачи включает две схемы установок для эксплуатации малодебитных скважин.
Первая схема включает использование двух насосов, один из которых установлен на поверхности и выполнен с возможностью использования рабочей жидкости из системы поддержания пластового давления, а второй - струйный в скважине на расчетной глубине выше якорно-пакерного оборудования, предназначенного для разобщения поступающей жидкости из пласта и закачиваемой силовой жидкости. Струйный насос спускается совместно с автономным геофизическим прибором для контроля параметров работы струйного насоса и пласта, непосредственно закрепленного под ним или же углубленного до забоя на кабале. Струйный насос является извлекаемым из скважины при помощи канатной техники или технологии «непрерывная труба». Силовая жидкость подается на струйный насос по насосно-компрессорным трубам 2,5" и больше, а подъем добытой продукции происходит по затрубном пространству эксплуатационной колонны. Недостатками данной схемы являются риски, связанные с нарушением целостности колонны в результате подъема добываемой жидкости по заколонному пространству, но которые решены во второй схеме.
Вторая схема - конструкция скважинного оборудования беспакерной компоновки струйного насоса с двурядным лифтом типа «труба в трубе», где рабочая жидкость подается на струйный насос по насосно-компрессорным трубам 1,5", а добытая продукция поднимается по насосно-компрессорным трубам 3". При использовании для подачи силовой жидкости насосно-компрессорных труб 2,5" и больше и подъема добываемой продукции насосно-компрессорных труб 3,5" и больше конструкция компоновки предполагает использование извлекаемого струйного насоса с автономным геофизическим прибором для контроля параметров работы струйного насоса и пласта. Данная конструкция позволяет исключить негативное воздействие поднимаемой жидкости на эксплуатационную колонну и оперативно контролировать режим работы пласта путем замеров статического и динамического уровней в затрубном пространстве. Применение данной схемы ограничено диаметром эксплуатационной колонны 6" и больше.
Возможность реализации способа показана в прилагаемых чертежах, где на Фиг. 1-2 отражена реализация способа по первой схеме, на Фиг. 3-4 - по второй схеме.
Первая схема (Фиг. 1) содержит колонну насосно-компрессорных труб 3, насос 1 на поверхности с возможностью использования рабочей жидкости из системы поддержания пластового давления, узел струйного насоса 5, включающий ловильную головку 11, струйный насос 12 и геофизический прибор 13, закрепленный под ним (а) или же углублен (б) до забоя на кабале 14. Разобщение пласта и закачиваемой силовой жидкости производится обратным клапаном 6, якорно-пакерным оборудованием 8, оснащенным в нижней части хвостовиком 9. Попадание твердых взвешенных частиц на голову якорно-пакерного оборудования минимизированы установкой над якорно-пакерным оборудованием шламоуловителя 7.
Извлечение струйного насоса для возможной ревизии или замены производится при помощи специального ловителя 15 и привлечения канатной техники 17 через установленный на фонтанной арматуре 2 лубрикатор 16 (Фиг. 2).
Насос 1 предназначен для подготовки рабочей жидкости высокого давления из продукции эксплуатационных скважин в условиях закрытой системы нефтесбора для гидропривода и управления струйным скважинным насосом. Количество подключаемых скважин к насосу 1 может быть несколько от двух до четырех. Насос 1 размещен на технологическом блоке, содержащем блок управления, трехфазный сепаратор, подпорные электронасосы, гидроциклоны, системы фильтров, распределительную гребенку, расходомеры, запорно-регулирующую арматуру, средства КИПиА, узел ввода химреагентов, отопление, вентиляцию, освещение и систему противопожарной защиты.
При помощи насоса 1 производится управление режимом работы струйного насоса, скважины. Также воздействие на пласт производится путем замены струйного насоса, который извлекается при помощи каната или же при помощи той же рабочей жидкости.
Эксплуатация скважины по первой схеме выполняется следующим образом.
Включается в работу насос 1, который по насосно-компрессорным трубам 3 доставляет рабочую жидкость под определенным давлением. Под действием этого давления жидкость входит в струйный насос 12, который за счет создания разрежения подсасывает приток жидкости из пласта 10 через проходной канал в якорно-пакерном оборудовании 8 и направляет смешанный поток жидкостей из якорно-попакерного пространства в затрубное пространство 4 и далее на поверхность. Такой цикл работы повторяется. Для предотвращения попадания рабочей жидкости и ввода в работы струйного насоса в составе схемы предусмотрен обратный клапан 6.
Контроль работы струйного насоса и пласта осуществляется при помощи установленного под ним автономного геофизического прибора 13. Для замены или ревизии струйного насоса или снятия информации с геофизического прибора используется специальный ловитель 15 и привлечение канатной техники 17 (Фиг. 2).
Вторая схема (Фиг. 3) отличается от первой и содержит: специальную фонтанную арматуру 18, расчитанную на посадку двухлифтовой конструкции из насосно-компрессорных труб по типу «труба в трубе»: внутренняя труба 19 - 1,5", 2,5", наружная 20 - 3", 3,5"; узел струйного насоса 5; герметизирующее устройство 22 и воронку с обратным клапаном 23.
Эксплуатация скважины по второй схеме выполняется следующим образом.
Включается в работу насос 1, который по насосно-компрессорной трубе 19 доставляет рабочую жидкость под определенным давлением. Под действием этого давления жидкость входит в струйный насос 12, который за счет создания разрежения подсасывает приток жидкости из пласта 10 через герметизирующее оборудовании 22 и направляет смешанный поток жидкостей в кольцевое пространство 4 между насосно-компрессорными трубами 19, 20 и далее на поверхность. Такой цикл работы повторяется. Для предотвращения попадания рабочей жидкости и ввода в работы струйного насоса в составе схемы предусмотрена воронка с обратный клапан 23.
Контроль работы струйного насоса и пласта осуществляется при помощи установленного под ним автономного геофизического прибора 13. Для замены или ревизии струйного насоса или снятия информации с геофизического прибора используется специальный ловитель 15 и привлечение канатной техники 17 (Фиг. 4).
Использование предложенной установки для эксплуатации малодебитных скважин в двух схемах ее реализации позволит значительно повысить эффективность эксплуатации таких скважин. Предлагаемая технология добычи пластовой жидкости соответствует требованиям Правил охраны недр, утвержденным постановлением Госгортехнадзора РФ №71 от 06 июня 2003 г.