RU2465442C1

RU2465442C1 - Method of lifting water from wells

Info

Publication number: RU2465442C1
Application number: RU2011114463/03A
Authority: RU
Inventors: Виталий Семенович Гриб (RU); Виталий Семенович Гриб; Гани Гайсинович Гилаев (RU); Гани Гайсинович Гилаев; Людмила Витальевна Байжева (RU); Людмила Витальевна Байжева; Юрий Степанович Кузнецов (RU); Юрий Степанович Кузнецов; Юрий Геннадиевич Матвеев (RU); Юрий Геннадиевич Матвеев
Original assignee: Виталий Семенович Гриб
Priority date: 2011-04-13
Filing date: 2011-04-13
Publication date: 2012-10-27

Abstract

FIELD: oil and gas production.

SUBSTANCE: in compliance with this method, well is equipped with casing string and flow string with check valve at its bottom. Second smaller-diameter flow string with check valve at its bottom is fitted inside first flow string. Water is lifted via second flow string annulus by gas injected cyclically into annulus. Note here that fluid level in said annulus is not allowed to drop to smaller-diameter flow string bottom. To force fluid influx from the bed, required-pressure gas is forced in depressor-repressor mode into annulus at closed shutoff valves in exhaust line.

EFFECT: simplified process, better ecology, rediced losses.

1 dwg

Description

Изобретение относится к технике подъема жидкости из скважин и может быть востребовано в различных отраслях промышленности, в том числе в нефтяной и газовой промышленности, в сельском хозяйстве, в строительстве и в других отраслях, где возникает необходимость подъема жидкости.The invention relates to techniques for lifting liquids from wells and can be in demand in various industries, including the oil and gas industry, agriculture, construction and other industries where the need arises for lifting liquids.

Известны способы подъема жидкости жидкости из скважин на поверхность, основанные на применении поршневых, электроцентробежных или других устройств, опускаемых на забой скважины (см. кн. К.Р.Уразаков, В.В.Андреев, В.П.Жулаев. Нефтепромысловое оборудование для кустовых скважин. - М.: Недра, 1999; кн. под редакцией Ш.К.Гиматудинова. Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1974; кн. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2003 - 816 с).Known methods of lifting liquid from wells to the surface, based on the use of piston, electric centrifugal or other devices lowered to the bottom of the well (see book K.R. Urazakov, V.V. Andreev, V.P. Zhulaev. Oilfield equipment for cluster wells. - M.: Nedra, 1999; book edited by Sh. K. Gimatudinova. A reference book on oil production. - M .: Nedra, 1974; Prince Mishchenko IT. Well production: A textbook for universities . - M.: FSUE Publishing House “Oil and Gas” of the Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2003 - 816 s).

Известен газлифтный способ подъема нефти на поверхность, при котором в скважину (в обсадную колонну) опускают насосно-компрессорные трубы с установленными на разной глубине клапанами. В затрубное пространство (в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами) с помощью компрессоров нагнетают газ, который, попадая во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб, смешивается с поднимаемой по внутренней полости насосно-компрессорных труб жидкостью, облегчая столб жидкости за счет уменьшения ее плотности, и способствует продвижению этой жидкости на поверхность за счет «проталкивания» ее на поверхность поднимающимися пузырьками газа (см. кн. И.Т.Мищенко. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2003 - 816 с.).There is a known gas-lift method of lifting oil to the surface, in which tubing with valves installed at different depths is lowered into the well (into the casing). Gas is injected into the annulus (into the annular space between the casing and tubing) by means of compressors, which, when it enters the inner cavity of the tubing, is mixed with the liquid being lifted through the inner cavity of the tubing, facilitating the liquid column due to reducing its density, and contributes to the promotion of this fluid to the surface by “pushing” it to the surface with rising gas bubbles (see book. I.T. Mishchenko. Downhole oil production: Training manual for universities. - M .: FSUE Publishing House "Oil and Gas" Russian State University of Oil and Gas named after IM Gubkin, 2003 - 816 p.).

Недостатком аналогов является наличие в скважине довольно сложных устройств, часто выходящих из строя, что вызывает необходимость проведения дорогостоящих подземных ремонтов, простои скважин и повышение себестоимости добываемой продукции. Существенно ухудшается работа глубинных насосов и в связи с тем, что большинство скважин бурят наклонно-направленно (кустовое бурение) и из продуктивных пластов вместе с жидкостью выносится большое количество механических примесей (см. кн. К.Р.Уразаков. Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин. - М.: Недра, 1993).The disadvantage of analogues is the presence of rather complex devices in the well, often failing, which necessitates expensive underground repairs, downtime of wells and an increase in the cost of production. The operation of deep-well pumps is significantly deteriorating due to the fact that most wells are drilled in directional direction (cluster drilling) and a large amount of mechanical impurities is removed from the productive formations along with the liquid (see book K.R. Urazakov. Operation of directional pumping wells . - M .: Nedra, 1993).

Существенным недостатком аналогов является громоздкость и сложность технической реализации поверхностного компрессорного хозяйства, большой расход газа (низкий КПД), технико-экономическая нецелесообразность использования компрессорного способа эксплуатации скважин при большом процентном содержании пластовой воды в добываемой нефти. По этим причинам компрессорный способ подъема нефти с забоя скважин на поверхность заменяют глубинно-насосным способом, что имело место, например, в ОАО «Сургутнефтегаз».A significant drawback of analogues is the cumbersome and difficult technical implementation of the surface compressor facilities, high gas consumption (low efficiency), technical and economic inexpediency of using the compressor method of operating wells with a large percentage of produced water in the produced oil. For these reasons, the compressor method of lifting oil from the bottom of the wells to the surface is replaced by the deep-pump method, which took place, for example, at OJSC “Surgutneftegas”.

Наиболее близким техническим решением является способ подъема жидкости из скважин, оборудованных перфорированной обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами с обратным клапаном в нижней части, отличающийся тем, что обратный клапан устанавливают и в обсадной колонне выше интервала перфорации с помощью пакера, а жидкость из скважины поднимают путем ее вытеснения через внутреннюю полость насосно-компрессорных труб периодическим нагнетанием в их затрубное пространство сжатого до необходимого давления газа, причем уровень жидкости в затрубном пространстве не опускают до низа насосно-компрессорных труб (см. патент на изобретение №2330936, Бюл. №22 от 10.08.2008 г. Авторы Гриб B.C., Байжева Л.В.).The closest technical solution is the method of lifting fluid from wells equipped with a perforated casing string and tubing with a check valve in the lower part, characterized in that the check valve is also installed in the casing above the perforation interval using a packer, and the fluid from the well is raised by displacing it through the internal cavity of the tubing by periodically injecting gas compressed to the required pressure into their annulus, the level of ty in the annulus do not lower the bottom of the tubing (see patent for the invention No. 2330936, Bull. No. 22 of 08/10/2008. Authors Grib B.C., Baizheva LV).

Недостатком прототипа является периодическая работа пласта, так как во время вытеснения жидкости по внутренней полости насосно-компрессорных труб расположенный в пакере клапан закрыт и пласт изолирован от скважины.The disadvantage of the prototype is the periodic operation of the reservoir, since during the displacement of fluid along the internal cavity of the tubing, the valve located in the packer is closed and the reservoir is isolated from the well.

В процессе работы скважины проницаемость призабойной зоны может ухудшаться из-за того, что в перовом пространстве призабойной зоны могут накапливаться смолисто-парафиновые отложения и т.п. В этом случае рекомендуется осуществлять обработку призабойной зоны различными реагентами (соляно-кислотная обработка и т.п.). Возникает проблема доставки реагента в призабойную зону, что, как правило, сопряжено с извлечением из скважины глубинно-насосного оборудования и длительным непродуктивным простоем скважины.During the operation of the well, the permeability of the bottom-hole zone may deteriorate due to the fact that resinous paraffin deposits and the like can accumulate in the first space of the bottom-hole zone. In this case, it is recommended to treat the bottom-hole zone with various reagents (hydrochloric acid treatment, etc.). There is a problem of reagent delivery to the bottom-hole zone, which, as a rule, is associated with extraction of downhole pumping equipment from the well and long unproductive downtime of the well.

Существенным недостатком и аналогов, и прототипа является невозможность создания без замены глубинно-насосного оборудования знакопеременных депрессий на пласт, необходимых часто для проведения мероприятий по улучшению проницаемости призабойной зоны пласта.A significant drawback of both analogues and the prototype is the inability to create alternating depressions on the formation without replacement of the deep-pumping equipment, often necessary to carry out measures to improve the permeability of the bottom-hole formation zone.

Технической задачей настоящего изобретения является упрощение способа подъема жидкости с забоя на поверхность, упрощение глубинно-насосного оборудования, возможность обеспечения постоянной работы пласта и создания знакопеременных депрессий на пласт без смены глубинно-насосного оборудования, улучшение экологической обстановки и уменьшение затрат на подъем жидкости из скважин.The technical task of the present invention is to simplify the method of lifting fluid from the bottom to the surface, simplifying the downhole pumping equipment, the ability to ensure continuous operation of the formation and creating alternating depressions on the formation without changing the downhole pumping equipment, improving the environmental situation and reducing the cost of lifting the fluid from the wells.

Техническая задача достигается тем, что в скважине, оборудованной обсадной колонной и колонной насосно-компрессорных труб с ообратным клапаном в нижней части, во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб опускают еще одну колонну насосно-компрессорных труб меньшего диаметра с обратным клапаном в нижней части. Жидкость из скважины вытесняют на поверхность по внутренней полости насосно-компрессорных труб меньшего диаметра нагнетаемым в межтрубное пространство (кольцевое пространство между наружным диаметром насосно-компрессорных труб меньшего диаметра и внутренним диаметром насосно-компрессорных труб большего диаметра) газом, причем уровень жидкости в межтрубном пространстве не опускают до низа насосно-компрессорных труб меньшего диаметра (жидкость в межтрубном пространстве используют как «жидкий поршень»), а знакопеременную депрессию (депрессионно-репрессионное воздействие) создают нагнетанием газа в затрубное пространство при закрытой запорной арматуре на выкидной линии.The technical problem is achieved by the fact that in the well equipped with a casing string and a tubing string with a non-return valve in the lower part, another smaller tubing string with a check valve in the lower part is lowered into the internal cavity of the tubing. The liquid from the well is displaced to the surface along the inner cavity of the smaller tubing by injection into the annulus (the annular space between the outer diameter of the smaller tubing and the inner diameter of the larger tubing) by gas, and the fluid level in the annulus is not lower to the bottom of the tubing of a smaller diameter (the liquid in the annulus is used as a "liquid piston"), and alternating depression ( Depression-repression effect) is created by forcing gas into the annulus with closed shutoff valves on the flow line.

Сущность изобретения поясняется чертежом, где на фигуре показана принципиальная схема предложенного способа. В скважину, оборудованную обсадной колонной 1, опускают насосно-компрессорные трубы 2 и 3 с обратными клапанами 4 и 5 в нижней части. На поверхности располагают ресивер 6, компрессор 7, электроклапаны 8, 9, 10, 12 и 13 и манометры 11. Станция управления(не показана) по заданной программе открывает и закрывает электроклапаны.The invention is illustrated in the drawing, where the figure shows a schematic diagram of the proposed method. In the well equipped with a casing 1, lower the tubing 2 and 3 with check valves 4 and 5 in the lower part. A receiver 6, a compressor 7, electrovalves 8, 9, 10, 12 and 13 and pressure gauges 11 are located on the surface. A control station (not shown), according to a given program, opens and closes the electrovalves.

Исходно все электроклапаны закрыты. При нагнетании газа при открытом электроклапане 8 из ресивера 6 в межтрубное пространство клапан 5 будет закрыт и жидкость из межтрубного пространства, открыв клапан 4, будет перетекать во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб 3 и в выкидную линию (при открытом электроклапане 10). Уровень жидкости в межтрубном пространстве не опускают до клапана 4 (должен быть выше на 10-20 метров), что можно контролировать по манометру 11, т.е. при нижнем значении уровня жидкости в межтрубном пространстве газ из межтрубного пространства не проходит во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб 3. Затем давление в межтрубном пространстве понижают (например, перепускают в соседнюю скважину или с помощью компрессора 7 откачивают в ресивер 6), клапан 4 при этом закроется и давление столба жидкости, находящейся во внутренней полости насосно-компрессорных труб 3, не будет передаваться в межтрубное пространство. В этот момент гидростатическое давление столба жидкости в межтрубном пространстве будет меньше забойного давления (динамического уровня в затрубном пространстве), клапан 5 откроется и жидкость из затрубного пространства будет перетекать в межтрубное пространство, стремясь подняться до динамического уровня.Initially, all solenoid valves are closed. When gas is injected when the solenoid valve 8 is open from the receiver 6 into the annular space, the valve 5 will be closed and the liquid from the annular space, by opening the valve 4, will flow into the internal cavity of the tubing 3 and into the flow line (with the solenoid valve 10 open). The liquid level in the annulus is not lowered to valve 4 (should be 10-20 meters higher), which can be controlled by pressure gauge 11, i.e. at a lower value of the liquid level in the annulus, the gas from the annulus does not pass into the internal cavity of the tubing 3. Then the pressure in the annulus is lowered (for example, it is transferred to a neighboring well or pumped into the receiver 6 using compressor 7), valve 4 at this closes and the pressure of the column of fluid located in the inner cavity of the tubing 3 will not be transferred to the annulus. At this point, the hydrostatic pressure of the liquid column in the annulus will be less than the bottomhole pressure (dynamic level in the annulus), valve 5 will open and fluid from the annulus will flow into the annulus, trying to rise to a dynamic level.

После достижения установленного технологической службой динамического уровня в межтрубном пространстве (или после установленного времени накопления жидкости в межтрубном пространстве) цикл вытеснения жидкости из межтрубного пространства повторяют.After reaching the dynamic level established by the technological service in the annulus (or after the specified time of fluid accumulation in the annulus), the cycle of liquid displacement from the annulus is repeated.

Простые расчеты показывают реальность такого способа подъема жидкости. На примере реальной скважины примем глубину Н спуска насосно-компрессорных труб 1000 метров, статический уровень Нет 300 метров от устья. Предположим, что скважина заполнена пластовой водой удельного веса 1,14 г/см (при наличии нефти значения давлений будут меньше). Гидростатическое давление столба жидкости полностью заполненных насосно-компрессорных труб 3 составит 114 кг/см². Если принять давление на выкиде на устье скважины (необходимое для «проталкивания» жидкости до автоматизированной групповой замерной установки или нефтесборного парка) равным 10 кг/см², то давление у низа насосно-компрессорных труб 3 будет составлять 124 кг/см². Гидростатическое давление столба жидкости в межтрубном пространстве на уровне низа насосно-компрессорных труб (700 метров от низа насосно-компрессорных труб) будет составлять 79,8 кг/см², примем за 80 кг/см². В этом случае при закрытом обратном клапане 4 на устье межтрубного пространства для вытеснения жидкости необходимо создать давление большее 124-80=44 кг/см². Если необходимо, выталкивая нефть на поверхность по внутренней полости насосно-компрессорных труб 3, понизить уровень в межтрубном пространстве на 100 метров (т.е. до 400 метров от устья), то давление нагнетаемого газа необходимо поднять с 44 кг/см² до 56 кг/см². Соответственно, если необходимо уровень жидкости в межтрубном пространстве понизить на 200 метров от статического (от 300 метров), то давление газа в межтрубном пространстве следует поднять до 68 кг/см².Simple calculations show the reality of this method of lifting the liquid. On the example of a real well, we take the depth H of the descent of the tubing 1000 meters, a static level of No 300 meters from the mouth. Suppose that a well is filled with formation water with a specific gravity of 1.14 g / cm (in the presence of oil, pressure values will be less). The hydrostatic pressure of the liquid column of a fully filled tubing 3 will be 114 kg / cm ² . If we take the pressure at the wellhead at the wellhead (necessary to push the fluid to the automated group metering unit or oil recovery park) equal to 10 kg / cm ² , then the pressure at the bottom of the tubing 3 will be 124 kg / cm ² . The hydrostatic pressure of the liquid column in the annulus at the bottom of the tubing (700 meters from the bottom of the tubing) will be 79.8 kg / cm ² , for 80 kg / cm ² . In this case, when the check valve 4 is closed, at the mouth of the annulus to displace the fluid, it is necessary to create a pressure greater than 124-80 = 44 kg / cm ² . If necessary, pushing oil to the surface along the inner cavity of the tubing 3, lower the level in the annular space by 100 meters (i.e., up to 400 meters from the mouth), then the pressure of the injected gas must be raised from 44 kg / cm ² to 56 kg / cm ² . Accordingly, if it is necessary to lower the liquid level in the annulus to 200 meters from the static (from 300 meters), then the gas pressure in the annulus should be raised to 68 kg / cm ² .

Повышение коэффициента полезного действия предлагаемого способа подъема жидкости из скважин может быть достигнуто использованием этого способа в нескольких соседних скважинах, если газ из межтрубного пространства скважины, в которой завершен цикл вытеснения жидкости, перепускать в межтрубное пространство соседней скважины, в которой предстоит увеличивать давление в межтрубном пространстве для осуществления цикла подъема жидкости. Таким образом, можно подключить к ресиверу все скважины одного куста, установив дополнительно требуемое количество электроклапанов.An increase in the efficiency of the proposed method for raising liquid from wells can be achieved by using this method in several neighboring wells, if the gas from the annulus of the well in which the fluid displacement cycle is completed is allowed to be transferred into the annulus of the neighboring well in which the pressure in the annulus is to be increased to carry out a fluid lifting cycle. Thus, it is possible to connect to the receiver all the wells of one cluster by installing an additional required number of solenoid valves.

Работой оборудования всего куста скважин управляет станция управления, установленная на поверхности.The equipment of the entire well cluster is controlled by a control station installed on the surface.

Таким образом, можно поднимать жидкость из всех скважин куста, имея в наличии один ресивер требуемого объема, один электродвигатель с компрессором и соединительные рукава высокого давления. Для повышения надежности работы куста скважин целесообразно иметь в качестве резервных ресивер и электродвигатель с компрессором.Thus, it is possible to lift fluid from all the wells in the cluster, having one receiver of the required volume, one electric motor with compressor, and high-pressure connecting hoses. To increase the reliability of the well cluster, it is advisable to have a receiver and an electric motor with a compressor as backup.

Производительность каждой скважины в кусте может регулироваться независимо от остальных величиной диапазона изменения давления в межтрубном пространстве.The productivity of each well in the cluster can be regulated independently of the rest by the magnitude of the range of pressure changes in the annulus.

Предлагаемый способ подъема жидкости из скважин позволяет достаточно просто решить задачу доставки реагента в призабойную зону пласта. В затрубное пространство (в кольцевое пространство между обсадной колонной 1 и колонной насосно-компрессорных труб 2) закачивают необходимый реагент, закрывают выкидную линию (электроклапаны 8, 10 12 и 13), открывают электроклапан 9 и в затрубное пространство из ресивера 6 нагнетают газ, задавливая находящийся в затрубном пространстве реагент в продуктивный пласт. Выждав необходимое время для реакции реагента с пластом, скважину запускают в работу описанным способом.The proposed method of lifting fluid from wells makes it quite simple to solve the problem of delivering a reagent to the bottomhole formation zone. The necessary reagent is pumped into the annulus (into the annular space between the casing 1 and the tubing string 2), the flow line is closed (electrovalves 8, 10 12 and 13), the electrovalve 9 is opened and gas is pumped into the annulus from the receiver 6, crushing the reagent located in the annulus into the reservoir. After waiting for the necessary time for the reaction of the reagent with the reservoir, the well is put into operation as described.

Claims

A method of lifting liquid from wells, characterized in that in a well equipped with a casing string and a tubing string with a check valve in the lower part, a second tubing string of a smaller diameter with a check valve in the bottom is installed in the inner cavity of the tubing parts, and the rise of fluid from the well to the surface is carried out along the inner cavity of the tubing of a smaller diameter by periodically injected gas into the annulus, and the level fluid in the annulus is not lowered to the bottom of tubing of smaller diameter, and for the stimulation of formation fluid influx is performed alternating-depression effect repressionnoe predetermined pressure of gas fed into the annular space with the closed shut-off valve to the flowline.