УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЗАКАЧКИ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В ПЛАСТ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в системе законтурного и внутриконтурного заводнения при разработке нефтяной залежи с поддержанием пластового давления.

Известно устройство для закачки газожидкостной смеси в продуктивный пласт (патент RU№2257491, МПК F04B 47/00, опубл. в бюл. №21 от 27.07.2005 г.), содержащее неподвижный цилиндр с приемами для жидкости и газа, подвижное плунжерное устройство, включающее всасывающий и нагнетательный клапаны и два плунжера, соединенные между собой патрубком с фильтром, при этом устройство снабжено кожухом с герметизирующим узлом, образующим верхнюю и нижнюю камеры с индивидуальными приемами для газа и жидкости, причем каждая из них связана с полостью цилиндра посредством клапанов.

Недостатками данной конструкции являются:

- во-первых, низкая производительность плунжерного устройства, что не позволяет производить газожидкостную смесь для закачки сразу в несколько нагнетательных скважин;

- во-вторых, низкая эффективность смешивания газа и воды в камере приема жидкости и газа в связи с тем, что вода подается снизу, а газ сверху, поэтому частично газ уходит в межколонное пространство;

- в-третьих, для смешивания газа и жидкости газ должен подаваться в камеру для приема жидкости и газа под большим давлением.

Наиболее близким по технической сущности является устройство для закачки газожидкостной смеси в продуктивный пласт (патент RU №2418192, МПК F04B 47/00, опубл. в бюл. №13 от 10.05.2011 г.), содержащее размещенные в скважине (шурфе) концентрично вставленные друг в друга внутреннюю колонну труб, оборудованную камерой для приема жидкости и газа, и наружную колонну труб с герметизирующим узлом, расположенным снизу между колоннами труб, причем камера для приема жидкости и газа сообщена с межколонным пространством выше узла герметизации и снабжена снизу погружным насосом, вход которого сообщен с внутришурфным пространством, в которое осуществляется подача жидкости, при этом погружной насос выполнен электрическим винтовым, роторным или центробежным, а камера для приема жидкости и газа выполнена в виде камеры низкого давления струйного насоса, вход которого сообщен с выходом погружного насоса, а выход - с внутренней колонной труб, при этом в межколонное пространство под давлением осуществляется подача газа с возможностью его всасывания в камеру низкого давления. Недостатками данного устройства являются:

-во-первых, высокая металлоемкость конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей (две концентричные колонны труб, погружной насос);

-во-вторых, нерегулируемое газирование жидкости, то есть невозможность изменения величины газирования жидкости в процессе ее закачки в пласт;

-в-третьих, низкое качество диспергации газа в жидкости и низкая интенсификация перемешивания газожидкостной смеси, так как газ просто всасывается в камеру низкого давления под действием потока жидкости и оттуда попадает в пласт;

-в четвертых, не позволяет отсечь каналы поступления газа в камеру низкого давления струйного насоса при необходимости перехода закачки в пласт с газожидкостной смеси на жидкость.

Технической задачей изобретения является снижение металлоемкости конструкции устройства и повышение качества диспергации газа в жидкости и интенсификации перемешивания газожидкостной смеси с возможностью регулирования величины газирования жидкости, закачиваемой в пласт и герметичного отсечения канала подачи газа в камеру низкого давления струйного насоса.

Поставленная задача решается устройством для закачки газожидкостной смеси в пласт, содержащим размещенные в скважине внутреннюю колонну труб, оборудованную камерой для приема жидкости и газа, и наружную колонну труб, герметизирующий узел, причем камера для приема жидкости и газа сообщена с межколонным пространством выше герметизирующего узла и выполнена в виде камеры низкого давления струйного насоса, на входе которого установлен эжектор, а выход сообщен с внутренней колонной труб, при этом в межколонное пространство под давлением осуществляется подача газа с возможностью его всасывания в камеру низкого давления струйного насоса.

Новым является то, что герметизирующий узел выполнен в виде пакера и установлен в скважине в составе внутренней колонны труб выше пласта, причем выше пакера напротив камеры низкого давления струйного насоса во внутренней колонне труб выполнены сквозные радиальные пазы для подачи газа, а наружная колонна труб снизу оснащена эжектором, телескопически установленным во внутреннюю колонну труб на входе камеры низкого давления струйного насоса с возможностью осевого перемещения относительно внутренней колонны труб и регулирования проходного сечения сквозных радиальных пазов с возможностью их герметичного отсечения, при этом вход струйного насоса сообщен с наружной колонной труб, а ниже выхода струйного насоса внутренняя колонна труб снабжена диафрагмами с центральными щелевыми отверстиями, при этом каждое щелевое отверстие последующей диафрагмы смещено на угол 15-20° по направлению часовой стрелки или против часовой стрелки, ниже диафрагм во внутренней колоне труб установлен трубчатый успокоитель потока газожидкостной смеси.

В процессе очистки нефти выделяются легкие формы углеводородов - попутный газ. Транспортировать или перерабатывать попутный газ в большинстве случаев нерентабельно или невозможно. Чтобы утилизировать попутный газ, приходится его сжигать, ухудшая и без того сложную экологическую обстановку на промыслах. Тем не менее, существует способ использования попутных газов для повышения нефтеотдачи месторождений путем нагнетания в пласты газожидкостных смесей.

Действие газожидкостных смесей при их закачке в нефтеносный пласт выражается в следующем:

- происходит растворение попутного газа в нефти, в результате чего снижается ее вязкость и, следовательно, упрощается продвижение ее к поверхности;

- происходит растворение и удаление из поровых пространств нефтеносной породы тяжелых углеводородов, улучшая при этом эффективную проницаемость;

- предотвращаются промывы в нефтяных пластах и, как следствие, преждевременное обводнение месторождения.

Как показал опыт, использование попутного газа в газожидкостных смесях позволяет добывать нефть на месторождениях, находящихся на поздней и завершающей стадиях разработки, то есть позволяет более полно использовать потенциал месторождения и при этом отказаться от сжигания попутного газа, значительно повысив рентабельность нефтяных месторождений.

На фигуре 1 схематично изображено предлагаемое устройство для закачки газожидкостной смеси в пласт.

На фигуре 2, 3 и 4 изображены соответственно поперечные сечения А-А, Б-Б и В-В устройства для закачки газожидкостной смеси в пласт.

Устройство для закачки газожидкостной смеси в пласт содержит размещенные в скважине 1 (см. фиг.1) внутреннюю колонну труб 2, оборудованную камерой для приема жидкости и газа 3, и наружную колонну труб 4, герметизирующий узел 5. Например, внутренняя и наружная колонна труб выполнены из 89 мм насосно-компрессорных туб.

Камера для приема жидкости и газа 3 сообщена с межколонным пространством 6 выше герметизирующего узла 5 и выполнена в виде камеры низкого давления 3 струйного насоса 7. На входе камеры низкого давления 3 струйного насоса 7 установлен эжектор 8, а выход сообщен с внутренней колонной труб 2.

В межколонное пространство 6 под давлением осуществляется подача газа с возможностью его всасывания в камеру низкого давления 3 струйного насоса 6. Подача газа осуществляется, например, с помощью трехплунжерного компрессора (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) марки СИН 46.03 (изготовитель завод нефтегазового машиностроения «Синергия», Россия, Пермский край, г.Пермь).

Герметизирующий узел 5 (см. фиг.1) выполнен в виде пакера, например, марки ПРО-ЯМО, выпускаемые научно-производственной фирмой «Пакер» (Российская Федерация, Республика Башкортостан, г.Октябрьский), и установлен в скважине в составе внутренней колонны труб 2 выше пласта 9.

Выше пакера 5 напротив камеры низкого давления 3 струйного насоса 6 во внутренней колонне труб 2 выполнены сквозные радиальные пазы 10 для подачи газа.

Наружная колонна труб 4 снизу оснащена эжектором 8, телескопически установленным во внутреннюю колонну труб 2 на входе камеры низкого давления 3 струйного насоса 7 с возможностью осевого перемещения относительно внутренней колонны труб 2 и регулирования проходного сечения сквозных радиальных пазов 10 длиной L с возможностью их герметичного отсечения. Наружная колонна труб 4 телескопически установлена во внутреннюю колонну труб 2, что исключает применение концентрично расположенных колонн труб в сравнении с прототипом, что снижает металлоемкость конструкции.

Например, в верхней части внутренней колонны труб 2 выполнены два сквозных радиальных паза 10 длиной L=500 мм и шириной 10 мм, имеющие возможность регулирования проходного сечения сквозных радиальных пазов 10 длиной L=500 при перемещении наружной колонны труб 4 относительно внутренней колонны труб 2. Например, в рабочем положении длина каждого сквозного радиального паза 10 составляет 1=300 мм×10 мм. Также сквозные радиальные пазы 10 имеют возможность герметичного перекрытия наружной поверхностью эжектора 8.

Выход струйного насоса 7 сообщен с внутренней колонной труб 2, а вход струйного насоса 7 сообщен с наружной колонной труб 4.

Ниже выхода струйного насоса 7 внутренняя колонна труб 2 снабжена диафрагмами 11';…11ⁿ, с соответствующими центральными щелевыми отверстиями 12';…12ⁿ. Каждое щелевое отверстие 12'; 12"…12ⁿ (см. фиг.1, 2 и 3) последующей диафрагмы 11'; 11";…11ⁿ смещено на угол α=15-20° по направлению часовой стрелки или против часовой стрелки.

Например, как показано на фигуре 1, внутри внутренней колонны труб 2 ниже выхода струйного насоса 7 выполнено пять диафрагм, каждая из которых снабжена щелевым отверстием размером 45 мм×30 мм и смещена относительно друг друга на угол α=18° (см. фиг.2 и 3) по направлению часовой стрелки.

Ниже диафрагм 11'; 11";…11ⁿ (см. фиг.1) во внутренней колонне труб 2 установлен трубчатый успокоитель потока 13 газожидкостной смеси, например, выполненный в виде пакета горизонтальных труб диаметром 15 мм и длиной 2 м. Устройство работает следующим образом.

В межколонное пространство 6 (см. фиг.1) скважины 1 при открытой затрубной задвижке 14 компрессором, например, марки СИН 46.03 под низким давлением, например 0, 2 МПа (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано), производят подачу попутного газа.

В наружную колонну труб 4 из системы поддержания пластового давления, например, от кустовой насосной станции, при открытой центральной задвижке 15 под давлением, например, 9,0 МПа подают жидкость, например, пресную воду, плотностью 1000 кг/м. Жидкость под давлением по наружной колонне труб 4 через эжектор 8, установленный на его нижнем конце, поступает в камеру низкого давления 3 струйного насоса 7. В результате в камере низкого давления 3 создается пониженное давление за счет высокой скорости потока жидкости в эжекторе 8, а поскольку камера низкого давления 3 через сквозные радиальные пазы 10 сообщена с межколонным пространством 6, куда под низким давлением подается газ, то из-за пониженного давления в камере низкого давления 3 струйного насоса 7 в нее из межколонного пространства 6 через сквозные радиальные пазы 10 засасывается газ.

Происходит всасывание газа из межколонного пространства 6 в камеру низкого давления 3 струйного насоса 7 и его последующее смешивание с жидкостью в струйном насосе 7, при этом на выходе из струйного насоса 7 образуется поток газожидкостной смеси, который по внутренней колонне труб 2 перемещается вниз и попадает на диафрагмы 11'; 11";…11ⁿ.

Далее газожидкостной поток проходит сквозь щелевые отверстия 12; 12';…12ⁿ соответствующих диафрагм 11'; 11";…11ⁿ во внутренней колонне труб 2, при этом газ диспергируется в жидкости и интенсивно перемешивается за счет резкого сужения в диафрагмах 11'; 11";…11ⁿ и резкого расширения за диафрагмами 11'; 11";…11ⁿ. Благодаря тому, что каждое щелевое отверстие 12; 12';…12ⁿ последующей диафрагмы 11'; 11";…11ⁿ смещено на угол α (см. фиг.2 и 3) по направлению часовой стрелки исключаются «мертвые зоны» за диафрагмами 11'; 11";…11ⁿ.

Это приводит к более качественной диспергации газа в жидкости и интенсификации перемешивания газожидкостной смеси по сравнению с прототипом.

Вследствие сильной турбулизации потока во внутренней колонны труб 2 (см. фиг.1) за диафрагмами 11'; 11";…11ⁿ образуется эмульсионная структура газожидкостной смеси, которая по внутренней колонне труб 2 с вращением по инерции попадает в трубчатый успокоитель потока 13, выполненный в виде пакета горизонтальных труб, в котором происходит гашение вращательного движения эмульсионной структуры газожидкостной смеси. Далее газожидкостная смесь в виде эмульсии благодаря пакеру 5 через интервалы перфорации 16 попадает в пласт 9, где происходит растворение попутного газа в нефти, в результате чего снижается вязкость нефти и упрощается ее продвижение в пласте. На практике при закачке газожидкостной смеси в пласт 9 в зависимости от его физико-химических характеристик возникает необходимость изменения величины (степени) газирования жидкости, поэтому величину газирования жидкости производят путем изменения объема камеры низкого давления 3 вводом и выводом в нее эжектора 8, выполненного в виде ниппеля на величину 1, равную, например, 300 мм, но не большую длины L, равную, например, 500 мм.

Изменение степени газирования производят спуско-подъемом наружной колонны труб 4 с эжектором 8 на конце с устья скважины 1 относительно внутренней колонны труб 2 и камеры низкого давления 3, соответственно, на длину не более величины L с одновременной подачей жидкости и газа, соответственно. При подъеме наружной колонны труб 4 нижний конец эжектора 8 увеличивает проходное сечение сквозных радиальных пазов 10, тем самым увеличивая объем камеры низкого давления 3, что позволяет более интенсивно засасывать газ из межколонного пространства 6 скважины 1 в камеру низкого давления 3. В результате увеличивается степень газирования жидкости, закачиваемой в пласт 9. При спуске наружной колонны труб 4 нижний конец эжектора 8 уменьшает проходное сечение сквозных радиальных пазов 10, тем самым уменьшая объем камеры низкого давления 3, что позволяет менее интенсивно засасывать газ из межколонного пространства 6 скважины 1 в камеру низкого давления 3. В результате уменьшается степень газирования жидкости, закачиваемой в пласт 9. Контроль степени газирования жидкости в эжекторе 8 ведется с устья скважины по расходу жидкости и газа с помощью любого известного расходомера (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано).

При необходимости перехода от закачки в пласт 9 (см. фиг.1) газожидкостной смеси к жидкости необходимо отключить компрессор (на фиг.1, 2,3, 4 не показано), доспустить наружную колонну труб 4 (см. фиг.1) относительно неподвижной внутренней колонны труб 2 и герметично перекрыть сквозные радиальные пазы 10 в верхней части внутренней колонны труб 2 наружной поверхностью эжектора 8, спущенного в скважину 1 на нижнем конце наружной колонны труб 4.

Устройство для закачки газожидкостной смеси в пласт позволяет снизить металлоемкость конструкции устройства и повысить качество диспергации газа в жидкости, интенсифицировать перемешивание газожидкостной смеси с возможностью регулирования величины газирования жидкости, закачиваемой в пласт.