способ эксплуатации газонефтяных скважин с высоким газовым фактором

Формула изобретения

1. Способ эксплуатации газонефтяных скважин с высоким газовым фактором, включающий подъем газожидкостной смеси по подъемному каналу, образованному пространством установленной в скважине насосно-компрессорной колонны или кольцевым пространством между этой колонной и стенками скважины, отличающийся тем, что с поверхности в скважину подают отсепарированную нефть, которой частично или полностью заполняют пространство на приеме подъемного канала.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что производят регулирование режима работы скважины по буферному давлению и за счет расхода и давления подачи отсепарированной нефти.

Описание изобретения к патенту

Изобретение касается добычи нефти и газа и может быть использовано при эксплуатации скважин с высоким газовым фактором.

Известен способ, предусматривающий отстаивание нефти в скважине, отбор газа через кольцевое межтрубное пространство и периодическую откачку нефти [1].

Недостатком способа является то, что энергия газа не используется для подъема нефти на поверхность.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению является способ эксплуатации газонефтяных скважин с высоким газовым фактором, включающий подъем газожидкостной смеси по подъемному каналу, образованному пространством установленной в скважине насосно-компрессорной колонны или кольцевым пространством между этой колонной и стенками скважины [2].

Недостатком этого способа является то, что конкретному диаметру отверстий в перегородках соответствует узкий диапазон газожидкостного соотношения, при изменении которого в процессе эксплуатации скважины происходит существенное снижение дебита по жидкости. Кроме того, перегородки препятствуют проведению исследований в скважинах.

Технической задачей, стоящей перед изобретением, является обеспечение однородности потока газожидкостной смеси в скважинах, исключение или уменьшение возможности отбора газа без жидкости и обеспечение устойчивого режима работы скважины.

Для решения этой задачи по способу эксплуатации газонефтяных скважин с высоким газовым фактором, включающим подъем газожидкостной смеси по подъемному каналу, образованному пространством установленной в скважине насосно-компрессорной колонны или кольцевым пространством между этой колонной и стенками скважины, с поверхности в скважину подают отсепарированную нефть, которой частично или полностью заполняют пространство на приеме подъемного канала.

Кроме того, производят регулирование режима эксплуатации скважин по буферному давлению и за счет расхода и давления подачи отсепарированной нефти.

Повышение однородности смеси ведет к увеличению дебита скважины по жидкости, рациональному использованию энергии газа и понижает буферное давление в скважине.

На чертеже приведена возможная схема обвязки газонефтяной скважины для эксплуатации ее по предложенному способу.

Газонефтяная скважина 1 подключена к трехфазному сепаратору 2, из которого отсепарированную нефть насосом 3 через регулирующий клапан 4 и счетчик 5 подают в межтрубное пространство скважины и частично или полностью заполняет его.

Нефть из межтрубного пространства поступает на прием насосно-компрессорной колонны 6, при этом она смешивается с пластовой жидкостью и газом, который частично или полностью растворяется в ней, что значительно повышает однородность газожидкостной смеси, поток которой за счет энергии газа по колонне 6 поднимается на поверхность и через клапан 7 и замерную установку 8 поступает в сепаратор.

Регулирование режима эксплуатации скважины производят по буферному давлению и изменению дебита за счет варьирования расходом и давлением закачиваемой в скважину нефти, при этом в межтрубном пространстве скважины поддерживают расчетный уровень нефти.

Для снижения давления газа на приеме канала (колонны) 6 ниже его в скважине может быть установлен штуцер (не показан).

Пример расчетов для реализации способа.

Исходные данные: глубина скважины (до перфорации) H 2940 м; пластовое давление P_пл 307 кгс/см²; давление насыщения P_н 215 кгс/см²; пластовая температура t_пл 104^oC; газосодержание Г 449 м³/т (360 м³/м³); объемный коэффициент 2,215; усадка 54,1%; плотность нефти в пласте _пл. 555 кг/м³; плотность сепарированной нефти _сеп. 803 кг/м³; плотность газа _г. 1,139 кг/м³.

Буферное давление на закрытую задвижку в случае прорыва газа , где ^г₃₀₀ - удельный вес газа при давлении 300 кгс/см².

= 66 кгс/м³ = 0,066 г/см³.

= 307 - 0,1 2490 0,066 = 287,6 кгс/см²,

при этом забойное давление .

Для определения буферного давления задают депрессию P из расчета, чтобы забойное давление было выше давления насыщения на 2 кгс/см².

P = P_пл - P_н - 2 = 307 - 215 - 2 = 90 кгс/см².

Тогда забойное давление P_з = P_пл -P = 307 - 90 = 217 кгс/см²;

а буферное давление при открытой задвижке будет

,

где

^г₂₀₀ - удельный вес газа при давлении 200 кгс/см².

= 50 кгс/м³ = 0,05 г/см³,

= 217 - 0,1 2940 0,05 = 202,3 кгс/см².

Для определения буферного давления P_б для случая эксплуатации скважины с закачкой нефти аналогично задают забойное давление

P_з.>P_н.P_з.= P_пл.-P = 307 - 90 = 217 кгс/см².

Тогда буферное давление P_б = P_з.-0,1H_ср, , где _cp. - средний удельный вес нефти в затрубном пространстве.

_cp. можно определить из следующей зависимости:



следовательно, P_б = 217 - 0,1 : 2940 0,679 = 17,3 кгс/см².

Таким образом, даже при полном заполнении межтрубного пространства нефтью на буфере скважины имеется потенциальная энергия для транспортирования продукции скважины до дожимной насосной станции. Давление на выкиде насоса с учетом потерь в трубопроводе и скважине должно составлять порядка 25 кгс/см². Следовательно, для подачи нефти в скважину можно использовать агрегат ЦА-320.

Реализация способа позволяет создать в насосно-компрессорной колонне устойчивый газовый лифт для подъема жидкости на поверхность и использовать в промысловых системах сбора нефти, газа и воды серийное оборудование.