способ удаления жидкости из газодобывающей скважины

Формула изобретения

1. Способ удаления жидкости из газодобывающей скважины, содержащий обсадную колонну, лифтовую колонну, плунжер и запорное устройство на устье скважины, характеризующийся тем, что определяют в лифтовой колонне зону начала конденсации жидкости из газового потока и устанавливают в этой зоне, но не ниже верхнего уровня перфорации продуктивного пласта, нижний ограничитель хода плунжера, имеющий центральное и периферийные отверстия, причем плунжер, состоящий из отделяемого элемента и трубчатого корпуса, опускают на нижний ограничитель, закрывая его центральное отверстие и оставляя открытыми периферийные отверстия, при этом после накопления над плунжером сконденсировавшейся жидкости перекрывают запорное устройство на устье скважины для накопления газа в объеме под нижним ограничителем и частичного перетока сконденсировавшейся жидкости под нижний ограничитель, после чего открывают запорное устройство.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что запорное устройство на устье скважины перекрывают частично.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области газодобычи и может применяться для подъема жидкости из скважин за счет энергии ископаемого природного газа с использованием плунжера в случаях, когда энергия газа недостаточна для подъема жидкости без дополнительных приспособлений, а в скважине накапливается значительное количество жидкости за счет изменения термобарических условий в лифтовой колонне, например конденсации воды из пара, содержащегося в потоке газа за счет охлаждения газового потока по мере подъема к устью скважины или углеводородного конденсата.

Известны способы подъема жидкости с использованием плунжерных лифтов для эксплуатации скважин газовых и газоконденсатных месторождений, содержащие обсадную (эксплуатационную) колонну, лифтовую колонну и плунжер, например типа летающий клапан, который перемещается по лифтовой колонне между верхним устьевым ограничителем и нижним ограничителем летающего клапана (хода плунжера) (авторские свидетельства SU 63138, 1944 г.; SU 171351, 1963 г.; а также патенты RU 2214504, 2002 г.; US 2001012, 1935 г.; US 6209637, 2001 г.; US 6467541, 2002 г.). Между корпусом плунжера и внутренней поверхностью труб имеется зазор, проницаемый для газа и жидкости, а на устье скважины установлено запорное устройство для перекрытия потока продукции скважины. Такие устройства удовлетворительно работают в скважинах с практически постоянным по высоте диаметром проходного канала лифтовых труб, или когда в период перекрытия скважины запорным устройством можно накопить значительное количество газа, чтобы поднять плунжер с жидкостью к устью скважины.

Для подъема нефти из нефтяных скважин известна установка бескомпрессорного газлифта с плунжерным лифтом (RU 2079278, 1995 г.), в котором ниже нижнего ограничителя хода плунжера расположена камера с обратным клапаном и хвостовик. На чертежах к патенту хвостовик состоит из труб меньшего диаметра, чем у лифтовой колонны над нижним ограничителем хода плунжера.

Однако известные способы подъема жидкости с использованием плунжерных лифтов неэффективны в скважинах газовых или газоконденсатных месторождений с хорошей проницаемостью продуктивного пласта, в которых лифтовые колонны имеют внутренние уступы, образованные, например, пакером, клапаном-отсекателем, циркуляционным или газлифтным клапаном. Диаметр проходного канала таких устройств меньше номинального внутреннего диаметра труб лифтовой колонны и меньше наружного диаметра корпуса плунжера, что мешает плунжеру перемещаться по всей высоте лифтовой колонны. Из-за большой утечки газа через зазор плунжер не поднимается в скважине, оставаясь на нижнем ограничителе хода плунжера. При этом жидкость, которая накапливается в лифтовой колонне выше плунжера, оказывает дополнительное гидравлическое сопротивление движению газа по стволу скважины и ограничивает ее производительность. Скважина при определенных давлениях на устье и скоплении воды может прекратить работу, т.е. подачу газа в газосборный газопровод. Для использования плунжерного лифта на таких скважинах извлекают лифтовую колонну с оборудованием, диаметр проходного канала которого меньше внутреннего диаметра труб лифтовой колонны. Затем снова опускают в скважину лифтовую колонну уже без оборудования, мешающего перемещению плунжера с малым зазором от устья до низа скважины. Такие операции очень трудоемки и дорогостоящи.

Предлагаемое изобретение позволяет упростить процесс подъема жидкости из скважины со ступенчато изменяющимся по длине внутренним диаметром труб, если рабочий дебит газа скважины недостаточен для подъема плунжера из-за большой утечки газа в зазоре.

Для этого в скважине, содержащий обсадную колонну, лифтовую колонну, плунжер и запорное устройство на устье скважины, определяют в лифтовой колонне зону начала конденсации жидкости из газового потока. В этой зоне, но не ниже верхнего уровня перфорации продуктивного пласта, устанавливают нижний ограничитель хода плунжера, имеющий центральное и периферийные отверстия. Плунжер, состоящий из отделяемого элемента и трубчатого корпуса, опускают на нижний ограничитель, закрывая его центральное отверстие и оставляя открытыми периферийные отверстия. После накопления над плунжером сконденсировавшейся жидкости перекрывают частично или полностью запорное устройство на устье скважины. При этом, в отсутствие потока газа снизу вверх, газ накапливается в объеме под нижним ограничителем, а сконденсировавшаяся жидкость частичного перетекает под нижний ограничитель. Снижение высоты уровня жидкости, находящейся выше нижнего ограничителя хода плунжера, происходит до величины, при которой количества газа, накопившегося в пространстве под нижним ограничителем, станет достаточно, чтобы поднять оставшуюся часть жидкости и плунжер до устья скважины после открытия запорного устройства. Открытие запорного устройства, полностью или частично, возможно с заданной скоростью изменения проходного сечения или разности давления на запорном устройстве.

Краткое описание чертежей.

На фиг.1 показан один из конструктивных вариантов плунжерного лифта в продольном разрезе скважины и фрагментов устьевого оборудования.

На фиг.2 изображен конструктивный вариант размещения плунжера на нижнем ограничителе хода плунжера в составе лифтовой колонны скважины.

Позицией 1 на чертежах обозначена обсадная (эксплуатационная) колонна, позицией 2 - лифтовая колонна, позицией 3 - участок нижней части лифтовой колонны, соединенной с верхней частью, с помощью муфтового соединения труб, в котором размещен нижний ограничитель 4 хода плунжера, имеющий центральное отверстие и периферийные отверстия 10. На устье скважины размещен верхний ограничитель 5 хода плунжера. На нижнем ограничителе 4 хода плунжера расположен плунжер, например, типа «летающий клапан» с отделяемым элементом - шаром 6. Шар 6 перекрывает центральное отверстие в ограничителе 4 хода плунжера. На шаре 6 расположен трубчатый корпус 7 плунжера. На устье скважины на трубопроводе, отводящем продукцию скважины, расположено запорное устройство 8, которое может перекрываться по команде контролера 9 или оператором, обслуживающим скважину.

Летающий клапан или плунжер (отделяемый элемент плунжера - шар 6 и трубчатый корпус 7 плунжера) может перемещаться по лифтовой колонне 2 между нижним ограничителем 4 хода и устьевым оборудованием скважины.

Из продуктивного пласта в скважину в процессе эксплуатации поступает газ, в котором содержатся пары воды. В лифтовую колонну 2 скважины, между ограничителями хода плунжера, помещают плунжер, шар 6 и трубчатый корпус 7, которые опускаются за счет своей массы по лифтовой колонне 2 и остаются на нижнем ограничителе 4 хода плунжера. По мере подъема потока газа с парами воды по лифтовой колонне температура потока газа уменьшается, и на стенках лифтовой колонны 2 конденсируются пары воды. Скорость потока газа в лифтовой колонне 2 и 3 недостаточна для выноса воды к устью скважины. Вода стекает до нижнего ограничителя 4 хода плунжера и накапливается в лифтовой колонне 2 выше торцевой поверхности нижнего ограничителя 4 хода плунжера. По мере стекания сконденсировавшейся в лифтовой колонне 2 воды уровень ее над нижним ограничителем 4 хода плунжера постепенно поднимается по лифтовой колонне 2. Газ, барботируя через воду, насыщается парами воды. Вода создает дополнительные сопротивления движению потоку газа. Рабочий дебит газа скважины уменьшается. В объеме скважины, ограниченном стенками труб ниже ограничителя 4 хода плунжера, в кольцевом зазоре, между эксплуатационной и лифтовой колоннами труб, в пустотах за пределами эксплуатационной колонны 1 и в призабойной зоне продуктивного пласта накапливается газ. Давление газа, накопившегося ниже ограничителя 4 хода плунжера, превышает давление газа, находящегося над уровнем жидкости, на величину, пропорциональную высоте столба жидкости над ограничителем 4 хода плунжера. Газ непрерывно продолжает поступать из пласта в лифтовую колонну 3, поднимается по ней до нижнего ограничителя 4 хода плунжера, проходит через боковые отверстия 10 в корпусе нижнего ограничителя 4 хода плунжера, в кольцевом зазоре между трубой лифтовой колонны 2 и трубчатым корпусом 7 плунжера, а затем через столб скопившейся жидкости и выше по лифтовой колонне 2 до устья скважины. Жидкость, находящаяся выше отверстий 10 в корпусе нижнего трубного ограничителя 4 хода плунжера, не может протекать вниз через отверстия 10 в корпусе ограничителя 4, так как по ним снизу верх с большой скоростью проходит газ, который выдувает жидкость из отверстий 10. Поток газа, поднимающегося в скважине, охлаждается, пары воды конденсируются в лифтовой колонне 2, вода стекает к нижнему ограничителю хода плунжера 4, увеличивая высоту столба жидкости над ним. Количество воды, скопившейся выше трубного ограничителя хода плунжера 4, можно определить по измерениям разности давлений газа в кольцевом зазоре между трубами эксплутационной 1 и лифтовой колонн 2 и давлением газа на устье скважины в лифтовой колонне 2, или по индикаторным кривым зависимости дебита скважины от давления на забое скважины, полученным в результате газодинамических исследований скважины.

Управление процессом подъема жидкости с плунжером, согласно изобретения, производится путем накопления газа в объемах скважины и продуктивного пласта, расположенных ниже ограничителя хода плунжера и/или соединенных с ним гидравлически, в период и за счет подъема уровня жидкости, накапливающейся над опорной поверхностью нижнего трубного ограничителя хода плунжера. Количество скопившегося газа определяют в период проведения пусконаладочных экспериментальных работ расчетным путем или по разности давлений и на основании исследований скважины. Поток газа из скважины временно частично или полностью ограничивают запорным устройством. За период работы скважины с ограниченным дебитом газа происходит сток части жидкости по каналам в корпусе нижнего ограничителя хода плунжера и снижение высоты уровня жидкости, находящейся выше нижнего ограничителя хода плунжера, до величины, при которой количества газа, накопившегося в ограниченном пространстве, станет достаточно, чтобы поднять оставшуюся часть жидкости и плунжер до устья скважины. Количество жидкости, которое требуется слить для понижения уровня жидкости над ограничителем, и длительность слива определяют опытным путем в период проведения пусконаладочных работ, поэтапно ограничивая дебит газа скважины на различные периоды времени и пуская ее в работу путем открытия запорного устройства, во время которого происходит подъем плунжера с жидкостью до устья скважины. Если на каких то режимах во время проведения пусконаладочных работ газа накопилось недостаточно для подъема жидкости и плунжера до устья скважины, увеличивают длительность времени слива жидкости или длительность периода ее накопления, а затем определяют параметры работы скважины на новом режиме накопления и слива жидкости.

В результате определяют оптимальные параметры слива воды в зависимости от величины требуемого отбора газа из скважины и давления газа на устье скважины. Управляют режимом работы скважины, удаления и накопления жидкости путем открытия запорного устройства полностью или частично.

Во время работы скважины после временного ограничения дебита плунжер захватывает жидкость, скопившуюся над нижним ограничителем хода плунжера, и она газом поднимается до устья скважины. В момент перелива жидкости через устье скважины скорость потока газа в лифтовой колонне скачкообразно увеличивается. Поток газа захватывает часть жидкости, заполняющей нижнюю часть 3 лифтовой колонны и находящуюся в зоне перфорации. Эта жидкость поднимается выше нижнего ограничителя 4 хода плунжера и зависает выше него, так как скорость газа в проходных каналах ограничителя 4 существенно больше, чем в лифтовой колонне над ограничителем хода плунжера. Очередным циклом подъема плунжера эта жидкость поднимается к устью скважины. В результате производительность скважины, существенно возрастает, а жидкость, находящаяся в нижней части 3 лифтовой колонны и на забое скважины, не ограничивает дебит скважины. Длительность устойчивой работы скважины увеличивается без проведения капитального дорогостоящего ремонта скважины и полной замены лифтовой колонны труб.

Пары воды, поступающие в скважину вместе с газом из пласта, поднимаются по трубам лифтовой колонны 2. Поток газа и водяного пара постоянно контактирует с трубами лифтовой колонны 2. Температура окружающей породы по мере уменьшения расстояния до устья скважины уменьшается за счет природных факторов. Уменьшается температура внутренней стенки труб лифтовой колонны 2 и одновременно температура потока газа, поднимающегося в скважине за счет теплообмена с окружающей породой. По мере подъема газа за счет охлаждения потока происходит конденсация паров воды, которая затем стекает по трубам лифтовой колонны 2 и накапливается выше нижнего ограничителя 4 хода плунжера. Плунжер перемещается по лифтовой колонне 2 в управляемом режиме непрерывно или периодически. Вниз плунжер опускается за счет массы, вверх - поднимается газом. Подъем плунжер начинает от нижнего ограничителя 4 хода плунжера, который помещают в трубах скважины при монтаже оборудования плунжерного лифта ниже ожидаемого уровня скопления или зависания жидкости над участком, в котором лифтовая колона 2 имеет конструктивное сужение.