способ эксплуатации группы нефтедобывающих скважин и установка для его осуществления

Формула изобретения

1. Способ эксплуатации группы нефтедобывающих скважин, включающий подъем нефти из скважин путем ввода газа после блока подготовки через затрубные пространства за счет природной энергии газа вышележащего газоносного пласта или газовой шапки нефтяного месторождения, вскрытых одной или несколькими газозаборными скважинами, отличающийся тем, что перед подачей в блок подготовки газ аккумулируют в коллекторе сырого газа, а после осушки и очистки в блоке подготовки его подают в коллектор распределения сухого газа, откуда осуществляют подачу газа самораспределением по нефтедобывающим скважинам, в том числе в скважины с дефицитом используемого газа, а продукты очистки газа из блока подготовки аккумулируют в коллекторе распределения продуктов очистки, откуда их подают в затрубные пространства как нефтедобывающих, так и в газозаборную скважину.

2. Установка для эксплуатации группы нефтедобывающих скважин, содержащая газопровод к газозаборной скважине, блок подготовки газа, реагентный блок, газораздаточную батарею с линиями продувки на факелы, отличающаяся тем, что газораздаточная батарея выполнена в виде блока из трех параллельно размещенных коллекторов, сообщающихся между собой, при этом два первых из них подключены к линиям продувки на факелы и связаны между собой через блок подготовки газа, а каждый из них в отдельности сообщен с затрубными пространствами нефтедобывающих скважин.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к способам эксплуатации скважин бескомпрессорным газлифтом и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности для подъема флюида из скважин с помощью природной энергии газа.

Известен способ эксплуатации системы бескомпрессорных газлифтных скважин [1] Согласно известному способу многократно изменяют глубину ввода рабочего агента (газа) в подъемные трубы каждой отдельной скважины, причем первоначально увеличивают глубину ввода рабочего агента в скважины, имеющие возможность наибольшего приращения оптимального дебита. Для реализации известного способа в скважину опускают и устанавливают на одинаковых расстояниях друг от друга нормально открытые газлифтные клапаны. Их предварительно заряжают на требуемые давления закрытия и открытия с целью изменения глубины ввода рабочего агента в подъемные трубы. Недостатком известного способа является то, что для первоначального запуска газлифтных скважин требуются большие напор и расходы рабочего агента. Для обеспечения работы скважин в оптимальном режиме и регулирования необходимых расходов рабочего агента (газа) требуется оснащение скважин сложной и дорогостоящей системой автоматики. Не предусмотрена также возможность использования в пределах куста продуктов очистки рабочего агента для промывки скважин, борьбы с гидратообразованием и др. отложениями в эксплуатационной колонне. Существенным недостатком известного способа является отсутствие возможности максимального использования природной энергии газа для обеспечения стабильной добычи нефти из скважин на кусте, эксплуатируемых одновременно бескомпрессорным газлифтом, плунжерным лифтом, фонтанным способом, с ЭЦН и ШГН. Известен способ эксплуатации скважин бескомпрессорным газлифтом [2] (прототип). Согласно известному способу газ из газозаборной скважины направляют в открытый огневой подогреватель (если температура газа менее 25^oC), затем последовательно пропускают его через два гидроциклонных сепаратора, где конденсатосборниками отбирают конденсат, а газ пропускают через змеевики, установленные в безпламенном инфракрасном подогревателе, где его подогревают до 30-90^oC. Затем газ направляют в газораспределительные батареи, откуда в нефтяные скважины.

Известна установка бескомпрессорного газлифта [2] Установка содержит газопровод, соединяющий газозаборную скважину с технологической линией установки, открытый огневой подогреватель, гидроциклонный сепаратор, конденсатосборник, беспламенный инфракрасный подогреватель, газораспределительную батарею, газосепараторы 1-й и 2-ступеней, подключенные к выкидным линиям скважин.

Известный способ и установка бескомпрессорного газлифта не обеспечивают наиболее полного использования природной энергии газа, отбираемого из газовой скважины на кусте для интенсификации подъема флюида из скважин. Причиной этому является то, что технологическое оборудование установки смонтировано последовательно в одну технологическую цепочку и подключение скважин к этой цепочке проведены через газораспределительные батареи по лучевой схеме. Это не позволяет подавать избыточный газ по отдельным скважинам самораспределением и поэтому требуется оснащение установки сложной системой автоматики, управляющей перепускными клапанами на устье скважин. По известному способу исключена возможность подачи и распределения газа при одновременной эксплуатации скважин, работающих в режиме бескомпрессорного газлифта, плунжерного лифта, фонтанным способом, а также с ЭЦН и ШГН с целью интенсификации добычи из указанной группы скважин. Кроме того, в известной установке для реализации известного способа эксплуатации скважин не предусмотрена возможность передачи избытка газа по линии в те скважины, оптимальный режим работы которых невозможен из-за дефицита рабочего агента (газа) и, кроме того, известная установка не позволяет при избытке газа в отдельно взятой скважине сброс его в общую линию в пределах куста. Отсутствие такой возможности приводит к повышению расхода газа на подъем флюида из скважины. Кроме того, в известной установке не предусмотрена возможность утилизации продуктов очистки сырого газа из газозаборной скважины путем сброса их в нефтяные скважины с целью промывки скважин и спущенного оборудования от гидратных отложений.

Целью изобретения является максимальное использование природной энергии газа из газоносных пластов, газовой шапки месторождения, в том числе энергии попутного газа, поступающего из нефтяного пласта, для интенсификации добычи нефти из группы скважин, эксплуатируемых на кусте бескомпрессорным газлифтом, плунжерным лифтом, фонтанным способом, а также с ЭЦН и ШГН и, тем самым, снижение удельных энергозатрат на подъем нефти и, кроме того, утилизация продуктов очистки газа. Поставленная цель достигается тем, что в энергосберегающем способе эксплуатации группы нефтедобывающих скважин, включающем подъем нефти из скважин путем ввода газа после блока подготовки через их затрубные пространства за счет природной энергии газа вышележащего газоносного пласта или газовой шапки нефтяного месторождения, вскрытых одной или несколькими газозаборными скважинами, согласно изобретению, перед подачей в блок подготовки газ из газозаборной скважины и излишки газа из нефтедобывающих скважин аккумулируют в коллекторе для сырого газа, а после осушки и очистки в блоке подготовки его подают в коллектор распределения сухого газа, откуда осуществляют подачу газа самораспределением по нефтедобывающим скважинам, в том числе в скважины с дефицитом используемого газа, а продукты очистки газа из блока подготовки аккумулируют в коллекторе распределения продуктов очистки, откуда их подают по потребности в затрубные пространства как нефтедобывающих, так и в газозаборную скважину. Поставленная цель достигается также тем, что в установке для энергосберегающего способа эксплуатации группы нефтедобывающих скважин, содержащей газопровод к газозаборной скважине, блок подготовки газа, реагентный блок, газораздаточную батарею с линиями продувки на факелы, согласно изобретению, газораздаточная батарея выполнена в виде блока из трех параллельно-размещенных коллекторов, сообщающихся между собой, при этом два первых из них подключены к линиям продувки на факелы и связаны между собой через блок подготовки газа, а каждый из них в отдельности сообщены с затрубными пространствами нефтедобывающих скважин.

Заявляемые изобретения отличаются от прототипа тем, что в энергосберегающем способе эксплуатации группы нефтедобывающих скважин перед подачей в блок подготовки газ из газозаборной скважины и излишки газа из нефтедобывающих скважин аккумулируют в коллекторе для сырого газа, а после осушки и очистки в блоке подготовки его подают в коллектор распределения сухого газа, откуда осуществляют подачу газа самораспределением по нефтедобывающим скважинам, в том числе в скважины с дефицитом используемого газа, а продукты очистки из блока подготовки аккумулируют в коллекторе распределения продуктов очистки, откуда их подают по потребности в затрубные пространства как нефтедобывающих, так и в газозаборную скважину, а также тем, что в установке для энергосберегающего способа эксплуатации группы нефтедобывающих скважин газораздаточная батарея выполнена в виде блока из трех параллельно-размещенных коллекторов, сообщающихся между собой, при этом два первых из них подключены к линиям продувки на факелы и связаны между собой через блок подготовки газа, а каждый из них в отдельности сообщены с затрубными пространствами нефтедобывающих скважин.

Именно введение в предложенную установку блока, состоящего из трех параллельно размещенных относительно друг друга коллекторов, в том числе коллектора для сырого газа, коллектора для распределения сухого газа и коллектора для распределения продуктов очистки, из которых два первых подключены к линиям продувки на факела и связаны между собой через блок подготовки газа, а каждый из них в отдельности сообщен с затрубными пространствами нефтедобывающих скважин, что обеспечивает отбор и самораспределение газа по нефтедобывающим скважинам, эксплуатируемым одновременно бескомпрессорным газлифтом, плунжерным лифтом, фонтанным способом, с ЭЦН и ШГН, а также подачу его излишков в скважины с дефицитом рабочего агента (газа) для подъема нефти и утилизацию продуктов очистки газа сбросом их в те же скважины, обеспечивая при этом промывку скважин и спущенного оборудования от гидрообразований и других отложений. Это позволяет сделать вывод, что заявляемые изобретения связаны между собой единым изобретательским замыслом и отличаются от прототипа [2] и других известных решений, что подтверждает об изобретательском уровне заявленных способа и установки для его осуществления.

Использование природной энергии газа для подъема нефти из скважин известно и реализовано преимущественно в бескомпрессорном газлифте и плунжерном лифте [2] Однако, обеспечение подачи газа из газозаборной скважины в первый коллектор блока коллекторов, затем после его осушки и очистки во второй коллектор, отвод продуктов очистки газа в третий коллектор, связанных между собой и с затрубными пространствами группы скважин на кусте, проявляются новые свойства, благодаря которым достигается возможность максимального использования природной энергии газа из газоносных пластов и газовой шапки нефтяного месторождения для интенсификации добычи нефти из группы скважин, эксплуатируемых на кусте различными способами: газлифтом, плунжерным лифтом и фонтанным, а также с ЭЦН и ШГН. Это позволяет сделать вывод о соответствии технического решения критерию "Новизна".

На чертеже схематично представлена компоновка предлагаемой установки для осуществления заявляемого способа.

Установка выполнена в блочном исполнении и монтируется на месторождении непосредственно рядом с газозаборной скважиной 1 и группой нефтедобывающих скважин 2, эксплуатируемых различными способами, например бескомпрессорным газлифтом, плунжерным лифтом, фонтанным способом, а также с ЭЦН и ШГН. Содержит блок коллектора 3, блок подготовки газа 4 и блок подачи реагента 5.

Блок коллектора 3 состоит из трех коллекторов: первого коллектора 6 для сырого газа, второго коллектора 7 для распределения сухого газа и третьего коллектора 8 для распределения продуктов очистки газа. Первый и второй коллекторы связаны через задвижки 9 и 10 с линиями продувки 11 на факелы 12, отведенными от крайних скважин в пределах куста (или кустов). С помощью напорных линий 13 и 14 первый 6 и второй 7 коллекторы подключены к затрубным пространствам скважин 2, а сами напорные линии снабжены обратными клапанами 15 и 16 для пропуска газа в направлениях, указанных стрелками. Блок подготовки 4 содержит нагреватель газа 17, например, типа "труба в трубе", обеспечивающий без контакта газа с источником нагрева доведение его температуры до требуемой величины и, кроме того, содержит электрокотельную 18, связанную с нагревателем 17 с помощью трубок 19 и 20, и газосепаратор 21. Блок подготовки 4 со стороны подачи сырого газа (по стрелке) подключен трубопроводом 22 к первому коллектору 6 и трубопроводом 23 ко второму коллектору 7. Кроме того, для удаления конденсатов и других продуктов очистки газа из газосепаратора 21 блок подготовки 4 трубопроводом 24 подключен к третьему коллектору 8 распределения продуктов очистки, связанному с помощью напорных трубопроводов 25 с затрубными пространствами скважин 2.

Блок подачи реагента 5 реагентопроводом 26 подключен к коллектору для реагента 27 и оттуда через отводы 28 напорным трубопроводом 23. Такая схема подключения позволяет чередовать обработку скважин реагентом с периодической промывкой продуктами очистки газа по мере их аккумулирования в коллекторе 8.

Предлагаемая установка в соответствии с заявляемым способом работает следующим способом.

Известным способом (например, компрессированием с помощью передвижного агрегата или же газа из газозаборной скважины 1) осуществляют по очереди вывод скважин 2 на режим. В дальнейшем, с целью обеспечения стабильного режима работы скважин 2, газ из газозаборной скважины 1 за счет природной энергии газоносного пласта подают в первый коллектор 6 для сырого газа и далее, после осушки в нагревателе 17 и очистки в газосепараторе 21 газ из блока подготовки 4 подают во второй коллектор 7 распределения сухого газа. Из коллектора 7 осуществляют подачу газа самораспределением по нефтедобывающим скважинам 2, направив его через напорные линии 14 и обратный клапан 16 в затрубные пространства указанных скважин. В дальнейшем в скважинах 2 энергия подаваемого через затрубные пространства газа используется для подъема нефти газлифтом, плунжерным лифтом и др. по известным схемам [2] инициирования работы их подъемников подачей газа в НКТ через затрубное пространство. При избытке газа в одной или нескольких скважинах газ стравливают через обратный клапан 15 на напорной линии 13 скважины 2 в первый коллектор 6 для сырого газа, а при дефиците увеличивается его подача из второго коллектора 7 распределения сухого газа через напорные линии 14 и обратные клапаны 16 в затрубные пространства нефтедобывающих скважин 2. Кроме того, при избытке газа его подают в затрубные пространства фонтанных скважин (на чертеже может быть любая из скважин 2), что способствует увеличению продолжительности периода их фонтанирования. При этом сброс избыточного газа в затрубные пространства фонтанных скважин происходит автоматически через их напорные линии 14 с обратным клапаном 16.

Продукты очистки газа из газосепаратора 21 по трубопроводу 24 отводят в коллектор 8, откуда по трубопроводам 25 сбрасывают в затрубные пространства нефтедобывающих скважин 2 по мере необходимости промывки спущенного оборудования от гидратов и других отложений и эксплуатационной колонны скважин.

При обработке нефтедобывающих скважин 2 реагентом из блока реагента 5 по реагентопроводу 26 подают реагент в коллектор 27, откуда по отводу 28 и трубопроводу 25 реагент нагнетают в затрубные пространства скважин 2. Подачу реагентов и продуктов очистки газа в газозаборную скважину 1 осуществляют по трубопроводу 30.

Пример. Заявляемый способ испытали на кусте из семи скважин, эксплуатируемых различными способами (две скважины фонтанным способом, одна - с ЭЦН и четыре с ШГН). Была скомпонована установка для реализации способа в соответствии с чертежом. Вначале скважины поочередно выводили на режим по известным регламентам их освоения. После вывода их на режим открытием задвижки 29 из газозаборной скважины 1 газ под собственным давлением подавали в первый коллектор 6, где его аккумулировали. Затем открыли задвижку 31 и газ подавали в блок подготовки 4, где газ нагревали нагревателем 17 до температуры +45^oC, чтобы исключить образование кристаллов гидрата в установке. При открытой задвижке 32 подогретый газ подавали в газосепаратор 21, где он очищался от конденсатов и других продуктов очистки газа. Замеры показали, что суммарный объем продуктов очистки по семи скважинам составил 1,7 м³/сут. Продукты очистки из газосепаратора 21 по трубопроводу 24 отводили в коллектор 8, где их аккумулировали перед сбросом в затрубные пространства скважин 2.

После очистки в блоке подготовки 4 газ при открытой задвижке 33 подавали в коллектор 7 распределения сухого газа. Из коллектора 7 самораспределением газ направляли через напорные линии 14 и обратные клапаны 16 в затрубные пространства скважин 2. Измерения давлений на устье скважин показали, что после установления на конкретной скважине подачи на устье возникает перепад давления, равный разности между давлениями на нагнетательной линии 14 и выкидной линии 34 скважин 2. Установлено, что рабочий диапазон перепада давлений по данной группе скважин составляет 1,5-2,5 МПа. Установлено также, что при снижении давления из-за дефицита газа в фонтанных скважинах на 0,15 МПа и более, давление по коллекторам 6 и 7 самораспределением восстанавливается до первоначального его значения в течение 3 5 мин. Благодаря такой возможности дебит фонтанных скважин стабилизировался, а затем увеличился более чем в два раза. При этом, как видно из табл. дебит по нефти фонтанных скважин 234/8 и 246/8 повысился соответственно с 2,2 и 11 м³/сут до 6 и 28 м³/сут. В ходе эксперимента на групповой замерной установке типа "Спутник А" расходомером ТОР-1 замеряли дебиты скважин, а расход газа определяли газовым счетчиком "Агат". Отбором устьевых проб жидкости из выкидных линий нефтедобывающих скважин определяли процентное содержание воды в добываемой нефти.

Данные замеров до и после перевода скважин на заявляемый способ приведены в таблице. Из таблицы видно, что при испытаниях способа за счет интенсификации работы скважин газом получено дополнительное увеличение суточной производительности (дебита) скважин. Так, по группе фонтанных скважин дебит увеличился на 3,8 16,9 т/сут. по скважине с ЭЦН на 4,5 т/сут, а по группе скважин с ШГН на 2,0 7,7 т/сут и в среднем (по семи скважинам) на 5,8 т/сут в расчете на одну скважину (колонка 11 табл.).

По семи скважинам при коэффициенте использования газа 0,8, с учетом общих потерь, суммарный расход газа из газозаборной скважины составил 98,6 тыс. м³/сут. При этом по группе фонтанных скважин (скв. 234/8 и скв. 246/8) получено снижение удельного расхода газа в среднем на 98 100 м³/м³ (в сравнении с вариантом эксплуатации фонтанных скважин с газлифтным способом).

Суммарный объем продуктов очистки по семи скважинам составил 1,7 м³/сут, по данным анализа, 40% объема составил конденсат на углеводородной основе. Продукты очистки по мере их накопления в системе их утилизировали путем сброса в затрубные пространства нефтедобывающих скважин.

Заявляемый способ испытан на Комсомольском месторождении НГДУ "Барсуковнефть" АООТ "Пурнефтегаз" на кусте 8. При испытаниях отбор газа для системы установки производился из газоносного пласта через газозаборную скважину глубиной 2500 м при средней температуре по стволу скважины 47^oC и дебита по газу 102 тыс. м³/сут.

Применение заявляемого способа и установки для его осуществления обеспечивает увеличение дебита, экономию рабочего агента (газа) и утилизацию отходов после очистки газа путем сброса их в скважины.

Заявляемую установку на 80% смонтировали на базе существующего нефтепромыслового оборудования, в составе установки вновь изготавливаемое нестандартное оборудование включает лишь нагреватель и электрокотельную для блока подготовки газа.

Таким образом, экспериментальные данные испытаний показали, что заявляемый энергосберегающий способ эксплуатации группы нефтедобывающих скважин и установка для его осуществления являются промышленно применимыми.