Гидропакерный автоматический поршень

Широкое применение на промыслах нашей страны по­лучила эксплуатация скважин гидропакерным автоматиче­ским поршнем (рис. 4.14). Для этого в скважину спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) с нижним 8 и верхним 1 амортизаторами, а на выкидной линии 3 устанавливают ав­томатический клапан-отсекатель 2. В подъемные трубы при закрытом клапане-отсекателе 2 бросают поршень 7 (рис. 4.14, а), который садится на нижний амортизатор. Диаметр поршня на 2-4 мм меньше внутреннего диаметра НКТ 6. При закрытом клапане-отсекателе происходит приток жидкости из пласта в скважину, причем газ в основном скапливается в межтрубном пространстве 5, где давление нарастает быстрее, чем в НКТ. Для увеличения притока газа в межтрубное пространство к нижнему амортизатору подвешивают хвостовик 9 длиной 10-15 м, диаметр которого меньше диаметра НКТ. При этом приток газа в межтрубное пространство на 80-90% больше, чем в подъ­емные трубы.

Когда межтрубное давление достигает заданной величины, по команде датчика 4, установленного в межтрубном простран­стве, с помощью автоматического устройства открывается клапан 2 и газ направляется в подъемные трубы. Жидкость из межтрубного пространства через зазоры между НКТ и поршнем вытесняется в подъемные трубы выше поршня. Под действием напора газа и жидкости поршень 7 поднимается по подъем­ным трубам, перемещая накопившуюся жидкость над собой

Рис. 4.14. Схема работы скважины с применением гидропакерного поршня.

Положение поршня: а - в начале процесса, б - в процессе подъема жидкости, в - в конце процесса к устью скважины (рис. 4.14, б). При движении поршня вверх часть жидкости через зазор стекает под поршень. Эта жидкость препятствует прорыву газа из кольцевого пространства в подъ­емные трубы, выполняя, таким образом, роль гидравлического пакера. Другая часть жидкости выталкивается поршнем через клапан-отсекатель в выкидные трубы. Затем поршень подходит к буферной камере, ударяется о верхний амортизатор 1 и под действием автоматического устройства клапан-отсекатель 2 за­крывается. Поскольку в момент закрытия клапана-отсекателя давление в подъемных трубах примерно равно давлению в вы­кидной линии, поршень под действием силы тяжести падает до нижнего амортизатора, и цикл повторяется (рис. 4.14, в).

Для увеличения гидравлического сопротивления, а также предупреждения прорыва газа в зазор на внешней стенке плун­жера сделаны кольцевые канавки.

Периодическая эксплуатация скважины, оборудованной гидропакерным автоматическим поршнем, может происходить как за счет энергии газа, выделяющегося из пласта, так и за счет энергии газа, подаваемого в скважину с поверхности.

Внутрискважинный газлифт

Внутрискважинный бескомпрессорный газлифт можно осу­ществлять в том случае, если газовый пласт залегает выше или ниже нефтяного и обладает достаточной энергией (давлением и запасами газа) для устойчивой и продолжительной работы. Оба пласта перфорацией сообщаются со скважиной.

Возможны различные технологические схемы (рис. 4.15) ввода газа в зависимости от расположения пластов и пластового давления в них.

По схеме рис. 4.15, а, газовый пласт залегает над нефтяным. В скважину спускается один ряд НКТ с двумя гидравлическими пакерами: нижний 10 разобщает газовый и нефтяной пласты; верхний 5 отделяет затрубное пространство от высокого дав­ления газового пласта. Между пакерами имеется газлифтная камера 6 с газлифтным клапаном 7 или штуцерным устройством для регулирования расхода вводимого газа.

Дополнительно в схему введены следующие узлы:

Рис. 4.15. Технологические схемы внутрискважинного газлифта: 1 - нефтяной пласт; 2 - газовый пласт; 3 - насосно - компрессорные трубы; 4 - верхний циркуляционный клапан; 5 - верхний гидравлический пакер; 6 - скважинная газлифтная камера; 7 - газлифтный клапан; 8 - телескопическое устройство; 9 - нижний циркуляционный клапан; 10 - нижний гидравлический пакер; 11 - обратный клапан; 12 - верхний гидромеханический пакер; 13 - узел перекрестного течения; 14 - штуцер; 15 - колонна труб; 16 - нижний гидромеха­нический пакер; 17 - пакер

- обратный клапан 11 для опрессовки НКТ и пакеров, по­садки верхнего и нижнего гидравлических пакеров созданием избыточного давления в НКТ (это башмачный срезной или съемный клапан, который спускается и поднимается на про­волоке канатным методом);

- циркуляционные клапаны: верхний 4 для освоения, глу­шения скважины и обеспечения эксплуатации одновременно по НКТ и затрубному пространству при необходимости полу­чения высоких отборов; нижний 9 для промывки возможных отложений песка и грязи перед подъемом нижнего пакера из скважины;

- телескопическое устройство 8, обеспечивающее поочеред­ной срыв пакеров перед подъемом из скважины.

При работе газ поступает через газлифтный клапан в НКТ и дальше по НКТ поднимается газонефтяная смесь. Подбором сменного штуцера осуществляется настройка клапана, что

обеспечивает подачу заданного расхода газа при необходимом давлении. Для исследования газового пласта в ниппель нижне­го циркуляционного клапана устанавливается глухая пробка, перекрывающая канал поступления нефти.

Внутрискважинный и в целом бескомпрессорный газлифт нашел широкое применение на месторождениях Западной Сибири, где газовые пласты залегают над нефтяными. Газ из газовых скважин подается непосредственно в нефтяные сква­жины того же отдельного куста (автономный бескомпрессорный газлифт). Для повышения надежности используется не менее двух газовых скважин.

Более эффективно применение внутрискважинного газ­лифта с отбором части газа. В таком случае при совместном отборе нефти и газа газ нагревается нефтью и без подготовки поступает в нефтяные скважины того же куста. Наиболее вы­сокую температуру имеет газ, направляемый по внутреннему каналу. Отбор газа увеличивается на 10-15%.

Особенность проектирования внутрискважинного газлифта заключается в том, что необходимо увязать совместную работу нефтяного и газового пластов.

Преимущества: 1) исключается строительство газопрово­дов, сепараторов, ГРБ, установок подготовки газа; 2) упроща­ется обслуживание.

Недостатки: 1) усложнение проведения ремонтов; 2) воз­можность перетоков газа из газового пласта при нарушении цементного кольца в процессе его перфорации.