УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЗАКАЧКИ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНУ

Полезная модель относится к устройствам для закачки жидкости в скважины, в частности, в нефтяной и газовой промышленности для повышения нефтегазоотдачи при разработке и эксплуатации месторождений и подземных хранилищ газа.
Известен погружной насосный агрегат, применяемый для закачивания жидкости в водоносную зону ниже пакера. Насосный агрегат состоит из насосно-компрессорных труб (НКТ), пакера, насоса, перфорационных отверстий, узла датчиков, обратного клапана и силового кабеля (см. Д.Ли, Г.Никенс, М.Уэллс, Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин, перевод с английского под редакцией Вольпина С.Г., Шулятикова И.В., М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2008, с 290-291).
Недостатками известного агрегата является его применение в обводненных скважинах и невозможность одновременной добычи газа по НКТ и затрубному пространству. Кроме того, при низком дебите скважин и низкой газонасыщенности, часть растворенного природного газа может быть закачана в водоносный пласт безвозвратно.
Наиболее близким к заявленному техническому решению является установка для закачки жидкости в один пласт и добычи нефти из другого пласта скважины (Полезная модель №65118, U1, E21B 43/00, 27.07.2007), содержащая колонну труб, пакер, установленный между пластами, насос, который выполнен погружным электроцентробежным и установлен на конце колонны труб, при этом колонна труб снизу снабжена герметично установленным на ней полым хвостовиком, опирающимся снизу на забой скважины и оснащенным перфорированными отверстиями, пакер установлен на верхнем конце полого хвостовика и выполнен в виде самоуплотняющейся манжеты, не пропускающей жидкость сверху вниз, при этом пространство колонны труб ниже насоса сообщено с нижним пластом через перфорированные отверстия полого хвостовика и межколонное пространство ниже пакера, а межколонное пространство выше пакера - с верхним пластом.
2
Недостатком данной установки является применение погружного электроцентробежного насоса (ЭЦН) с высокими энергетическими затратами и малым сроком службы. При этом нефть поднимается вверх по всей колонне насосно-компрессорных труб из глубоко залегаемых карбонатных или терригенных пластов. Срок службы ЭЦН ограничивается агрессивным воздействием среды, например HS и соляными растворами. Добытая ранее жидкость по затрубному пространству в другой пласт закачивается по нагнетательной линии дополнительным насосом, расположенным на поверхности земли, что является крайне неблагоприятным процессом. Кроме того, закачка жидкости в пласт выше пласта залегания нефти является малоэффективной с точки зрения повышения нефтеотдачи.
Техническим результатом, на достижение которого направлена предлагаемая полезная модель, является повышение нефтегазоотдачи верхних продуктивных пластов и горизонтов в работающих скважинах, снижение энергоемкости при добыче углеводородного сырья путем одновременной закачки жидкости в эксплуатационной скважине в нижние истощенные и заполненные водой пласты.
Устройство для закачки жидкости в скважину содержит пакер, герметичную муфту, и насосно-компрессорные трубы, снизу снабженные герметично установленным на них хвостовиком. Нижняя часть хвостовика оснащена перфорированными отверстиями. Насос установлен на конце насосно-компрессорных труб, пространство насосно-компрессорных труб ниже насоса предназначено для сообщения с нижним пластом через перфорированные отверстия хвостовика и межколонное пространство ниже пакера. Технический результат полезной модели достигается за счет того, что устройство дополнительно содержит датчики управления работой насоса, хвостовик выполнен комбинированным, состоящим из верхнего и нижнего перфорированных хвостовиков. При этом верхний перфорированный хвостовик предназначен для отвода жидкости, а нижний - для закачки жидкости в нижний поглотительный обводненный пласт. Насос выполнен со встроенным обратным клапаном, размещен в корпусе комбинированного хвостовика, расположен ниже пакера и предназначен для установки ниже динамического уровня жидкости. Верхний и нижний клапаны установлены соответственно на входе и на выходе комбинированного хвостовика. Герметичная муфта размещена в межколонном пространстве между насосом и нижним клапаном.
Полезная модель поясняется графическим материалом, где на чертеже приведена схема предлагаемого устройства.
Устройство для закачки жидкости в скважину содержит комбинированный хвостовик, состоящий из верхнего перфорированного хвостовика 1 и нижнего перфорированного хвостовика 5, верхнего клапана 2, герметичной муфты 3, нижнего клапана 4. На чертеже обозначена зона 6 нижнего поглотительного обводненного пласта. В состав предлагаемого устройства также входят: встроенный обратный клапан 7 насоса 8, датчики 9 управления работой насоса, предназначенные для его отключения при снижении уровня газоводяного контакта. На чертеже также показаны динамический уровень жидкости 10 газоводяного контакта (ГВК), эксплуатационная колонна 11, датчики 12 контроля, предназначенные для контроля параметров работы скважин: дебита, давления, температуры, и обеспечивающие режимы оптимизации добычи газа, пакер 13, надпакерная зона 14 насосно-компрессорных труб (НКТ) с отверстиями, например, для обеспечения циркуляции при ремонте.
Перед запуском устройства в работу производят компоновку его в скважине. Для этого насос 8 располагают ниже пакера 13 и динамического уровня жидкости 10, верхний 2 и нижний клапаны 4 устанавливают на входе верхнего хвостовика 1 и выходе нижнего хвостовика 5 соответственно. Между насосом 8 и нижним 4 клапаном размещают герметичную муфту 3, при этом верхний хвостовик 1 дополнительно проперфорирован перед насосом 8 для забора воды, а нижний хвостовик 5 - напротив зоны 6 поглотительного пласта для закачки ее туда.
Насос 8 с обратным клапаном 7 размещается в корпусе комбинированного хвостовика. Комбинированный хвостовик с эксплуатационной колонной 11 разобщается плотной резиновой муфтой 3 для обеспечения герметичности при создании репрессионного напора выше рабочей депрессии при закачке жидкости в нижний обводненный пласт.
Насос оснащается датчиками 9 управления работой насоса, обеспечивающими его автоматическое включение-выключение. При этом датчики 9 выполнены в виде датчиков с концевыми выключателями, а распределение и направление водного потока регулируется клапанной системой (2, 4). Жидкость передавливается насосом в нижний обводненный пласт с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами и с наименьшим гидравлическим сопротивлением.
Для обводненных скважин, подверженных самозадавливанию, проведение утилизации пластовых вод, как главной меры по сокращению объемов перекачек и снижению эрозионного и коррозионного разрушения оборудования, является основным мероприятием для повышения газонефтеотдачи и обеспечения эффективной разработки месторождений со сложной структурой и трудно извлекаемыми запасами.
Предлагаемое устройство позволяет произвести отбор и утилизацию пластовых вод в эксплуатационных скважинах путем осуществления сброса воды непосредственно в нижние истощенные обводненные пласты этих же скважин. Предлагаемое устройство позволяет обеспечить дальнейшую эксплуатацию по добыче углеводородного сырья, основанную на изменении принципа утилизации добываемой пластовой жидкости.
Предлагаемое устройство позволяет производить традиционную откачку пластовой жидкости на поверхность, а также осуществляет закачку добытой жидкости в нижний обводнившийся пласт, сочетая насосный и гравитационный методы закачки в самой скважине. Главное требование к предлагаемому устройству заключается в том, чтобы закачиваемая жидкость была однотипной по химическому составу и физическим свойствам для ее переброски в процессе добычи газа, (нефти) в нижележащий ранее обводнившийся пласт (не участвующий в эксплуатации) без дополнительной доочистки, что легко осуществимо только в самой скважине. При этом объем закачиваемой жидкости не должен превышать потенциальных объемов приемистости обводнившегося пласта в каждой скважине и должен обеспечивать снижение уровня ГВК. Расчетная репрессия является основой для подбора характеристик насоса. В термодинамическом плане обеспечивается практически постоянная температура процесса в течение всего периода работы скважины. При кустовом методе добычи скважины различаются по дебиту продукции, ее физико-химическим свойствам и рабочим параметрам. Расчет эксплуатации каждой скважины должен производиться индивидуально, так как в данном случае необходимо учитывать общий массоперенос добываемых углеводородов и пластовой жидкости, обеспечивая снижение уровня ГВК.
Работа устройства для закачки жидкости в обводненный проницаемый пласт осуществляется следующим образом.
Процесс эксплуатации скважины в технологическом режиме, например, при добыче газа из верхнего газонасыщенного пласта, приводит к истощению залежи и постепенному поднятию динамического уровня 10 ГВК. Жидкость захватывается газовым потоком и через некоторое время скважина может обводниться. В предлагаемом устройстве нижняя часть НКТ оснащается комбинированным хвостовиком, состоящим из верхнего перфорированного хвостовика 1 и нижнего перфорированного хвостовика 5, в котором имеются верхний 2 и нижний клапаны 4. В рабочем положении клапан 2 закрыт и предотвращает поступление природного газа из НКТ на вход насоса 8, расположенного ниже пакера 13, но в средней части комбинированного хвостовика. При этом насос 8 обязательно устанавливается ниже динамического уровня жидкости 10. В верхней части насоса установлены датчики 9, отключающие насос при снижения уровня ГВК 10 ниже предельного уровня и включающие насос с задержкой при повышении ГВК. В рабочем положении клапан 2 закрыт, клапаны 4 и 7 открыты. Такое положение клапанов и наличие герметичной муфты 3 позволяют обеспечивать закачку жидкости из верхнего обводненного пласта в нижний. При снижении уровня ГВК до зоны датчиков 9 насос 8 отключается, клапан 2 открывается, а клапаны 4 и 7 закрываются за счет повышенного пластового давления. При этом предотвращается поступление пластовой жидкости в газовую зону. В результате снижения уровня ГВК разблокируются обводненные участки пласта-коллектора и из скважины добывается большее количество газа.
В работающей скважине, например, газ постоянно добывается по трубному или межколонному пространству. При включении насоса верхний клапан 2 закрыт, а нижний 4 открыт. Герметичная муфта 3 обеспечивает закачку жидкости в зону 6 нижнего обводненного поглотительного пласта. Герметичную муфту 3 целесообразно устанавливать в интервале низкопроницаемого пропластка, например, плотного глинистого. При работе устройства динамический уровень ГВК понижается с фиксированной скоростью. Это позволяет разблокировать защемленный газ, повысить дебит скважины и снизить водный фактор, а также исключить режим ее обводнения. При снижении уровня ГВК до зоны датчиков 9 насос 8 отключается, закрывается его обратный клапан 7, верхний клапан хвостовика 2 открывает доступ в НКТ дополнительного объема газа, который дренируется из соседних зон пласта-коллектора при снижении уровня ГВК. Для повышения дебита скважины нижняя часть НКТ может быть дополнительно проперфорирована. Если существует необходимость в дополнительной добыче газа, перфорируется и зона НКТ 14 над пакером 13. Датчики 12 предназначены для контроля параметров работы скважин: дебита, давления, температуры, обеспечивая режимы оптимизации добычи, например, в условиях разрушения призабойной зоны пласта.
Нижняя часть НКТ, оснащенная комбинированным хвостовиком со встроенным циркуляционным, винтовым или другим типом насосов, позволяет регулировать производительность добычи газа.
Устройство позволяет использовать привод насоса малоэнергоемкий, электрического, газового или иных типов.
Предлагаемое устройство позволяет также осуществлять циркуляцию при ремонтных работах и обеспечивает добычу газа по межколонному пространству за счет перфорации НКТ выше пакера.
ж
3
При использовании предлагаемого устройства отпадает необходимость борьбы с замерзанием жидкости в зимнее время в наземных коммуникациях и резко снижаются затраты на предотвращение гидратообразования. Устройство предусматривает использование низконапорного погружного насоса (гидроразрыв и раскрытие трещин не допускаются) с регулируемой производительностью по жидкости Q от 2 и выше м/сут. Использование такого насоса во много раз позволяет снизить энергетические затраты в сравнении с электроцентробежным насосом, так как нет необходимости поднимать жидкость наверх по всей колонне НКТ из глубоких залегаемых карбонатных или терригенных пластов. Существенно снижается нагрузка на поверхностные сепарационные системы установки комплексной подготовки газа (УКПГ) и объемы утилизации промстоков. Частично поддерживается пластовое давление как при внутриконтурном заводнении. При этом устройство работает непосредственно в дренируемой зоне самой скважины. Понижается статический и динамический уровни ГВК, что позволяет обеспечить разблокирование защемленных газонасыщенных зон, а следовательно, повысить добычу газа из верхних участков продуктивного пласта-коллектора.