способ эксплуатации фонтанных скважин с использованием газлифтного эффекта попутного нефтяного газа

Формула изобретения

1. Способ эксплуатации фонтанных скважин с использованием газлифтного эффекта попутного нефтяного газа, включающий размещение на колонне насосно-компрессорных труб пакера, верхней и нижней скважинных камер с клапанами, ниппель-воронки и собственно эксплуатацию, отличающийся тем, что ниппель-воронку оборудуют обратным клапаном или регулятором забойного давления, а пакер размещают из расчета интенсивного выделения газа из нефти с давлением, превышающим давление жидкости в колонне насосно-компрессорных труб, при этом верхняя камера имеет циркуляционный клапан для проведения технологических обработок эксплуатационной колонны скважины, колонны насосно-компрессорных труб и ее устанавливают над пакером, а в нижней камере, размещенной под пакером, устанавливают газлифтный клапан для открытия и перепуска газа в колонну насосно-компрессорных труб при максимальных значениях давления газа в кольцевом пространстве скважины и жидкости в колонне насосно-компрессорных труб, в месте установки этого клапана при давлении газа в кольцевом пространстве, большем давления жидкости в колонне насосно-компрессорных труб.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при оборудовании ниппель-воронки регулятором забойного давления его настраивают на давление открытия и закрытия меньшее, чем давление открытия и закрытия газлифтного клапана, но большее давления столба жидкости в колонне насосно-компрессорных труб в месте его установки.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи жидких углеводородов, особенно в малодебитных скважинах с большим газовым фактором и высокими давлениями насыщения.

Известен способ фонтанной эксплуатации скважин [1], при котором подъем газожидкостной смеси от забоя на поверхность происходит под действием природной энергии, называется фонтанным. При фонтанной эксплуатации подъем газожидкостной смеси осуществляется по колонне насосно-компрессорных труб, которые спускают в скважину перед освоением. На устье монтируют фонтанную арматуру (соединение различных тройников, крестовин и запорных устройств), предназначенную для подвешивания колонн.

Известен также способ газлифтной эксплуатации скважин [2]. При этом способе эксплуатации газ, поступающий с поверхности или из газового пласта в разрезе той же скважины, вводится в поток пластовой жидкости. При этом плотность газожидкостной смеси уменьшается и давление на забое нефтяного пласта оказывается достаточным не только для обеспечения из скважины заданного отбора, но и для создания на устье необходимого напора для транспортировки продукции до сборного пункта. При газлифтном способе эксплуатации подземная компоновка насосно-компрессорных труб оборудуется одним или несколькими пакерами, а также скважинными камерами, в которые устанавливаются газлифтные клапана, служащие для плавного запуска газлифтной скважины в работу и подачи газа в колонну насосно-компрессорных труб при ее работе - прототип.

Недостатком данного способа является то, что требует значительных начальных капиталовложений, поэтому применяется на крупных месторождениях с высокими пластовыми давлениями и с высокими коэффициентами продуктивности скважин, если же он применяется на малодебитном или периодически работающем фонде скважин, то резко возрастает удельный расход газа - это соотношение объема газа в нормальных м³ необходимого для подъема 1 м³ жидкости из скважины и расходы на подготовку и транспорт газа могут превышать выручку от реализации полученной нефти. Также недостатком этого метода является то, что, имея многокилометровую коммуникационную сеть газопроводов высокого давления, необходимо иметь штат высококвалифицированного обслуживающего персонала, а применяемые химические реагенты для борьбы с гидратообразованиями и коррозией газопроводов, периодические их продувки связаны с повышенной пожаровзрывоопасностью и резким ухудшением экологической ситуации окружающей среды.

Цель изобретения - эффективное использование добывных возможностей скважины и продление естественных сроков ее фонтанирования.

Поставленная цель достигается тем, что компоновка насосно-компрессорных труб в нижней ее части - ниппель- воронке оборудована обратным клапаном или регулятором забойного давления, а выше по стволу установлен пакер в месте, рассчитанном таким образом, чтобы происходило интенсивное выделение газа из нефти и давление выделяемого газа, величина которого зависит от давления насыщения пластового флюида и его газонасыщенности, а также от физико-химических условий формирования залежи углеводородного сырья, при этом превышало давление жидкости в колонне насосно-компрессорных труб. Под и над пакером устанавливаются скважинные камеры, в верхней имеется циркуляционный клапан для проведения технологической обработки эксплуатационной колонны скважины и колонны насосно-компрессорных труб, а в нижней устанавливается газлифтный клапан, настроенный таким образом, чтобы он открывался и перепускал газ в колонну насосно-компрессорных труб при максимальных значениях давления газа в кольцевом пространстве и жидкости в насосно-компрессорных трубах в месте установки клапана, причем давление газа в кольцевом пространстве скважины должно быть больше давления жидкости в колонне насосно-компрессорных труб в этом месте. В случае оборудования ниппель-воронки регулятором забойного давления он должен быть настроен таким образом, чтобы давление его открытия и закрытия было меньшим, чем давление открытия и закрытия газлифтного клапана, установленного в скважинкой камере под пакером, но больше давления столба жидкости в колонне насосно-компрессорных труб в месте его установки.

На фиг. 1 и 2 представлены схемы осуществления заявляемого способа эксплуатации фонтанных скважин с использованием газлифтного эффекта попутного нефтяного газа, соответственно перед началом цикла и в конце его, где: 1 - эксплуатационная колонна: 2 - колонна насосно-компрессорных труб; 3 - ниппель-воронка с обратным клапаном или регулятором забойного давления; 4 - пакер; 5 - верхняя скважинная камера: 6 - нижняя скважинная камера.

Способ реализуется следующим образом:

С обратным клапаном в ниппель-воронке. Определяется место установки пакера - 4 в эксплуатационной колонне - 1, исходя из неравенства

P_г > P_ст.жид.,

где P_г - давление газа выделившегося из нефти;

P_ст.жид. - давление газа столба жидкости в месте установки пакера.

Устанавливается пакер - 4. Над и под пакером через одну насосно-компрессорную трубу устанавливаются скважинные камеры - 5; 6, а низ колонны насосно-компрессорных труб - 2 оборудуется ниппель-воронкой - 3 с обратным клапаном. В верхнюю скважинную камеру - 5 устанавливается циркуляционный клапан для проведения технологических обработок эксплуатационной колонны -1 и колонны насосно-компрессорных труб - 2. В нижнюю скважинную камеру - 6 устанавливается газлифтный клапан, настроенный таким образом, чтобы открытие его происходило при достижении максимальных значений давления в кольцевом пространстве скважины и в колонне насосно-компрессорных труб, действующих на клапан в месте его установки

P_{кл.откр.} = P_ст.жид. + P_г,

где P_{кл.откр.} - давление открытия клапана;

P_ст.жид. - максимальное давление столба жидкости при работе скважины;

P_г - максимальное давление газа выделившегося из нефти,

имея в виду и соблюдая неравенство

P_г > P_ст.жид.

После проведения подготовительных работ скважину осваивают известным способом, например, свабированием до получения устойчивого притока пластовой жидкости, т. е. естественного фонтанирования. Скважинная жидкость из пласта через ниппель-воронку - 3 и обратный клапан поступает в колонну насосно-компрессорных труб, при движении вверх она постепенно разгазируется и пузырьки газа, обгоняя поток жидкости, уходят наверх в нефтесбор. При этом с потерей газа растет удельный вес жидкости, она становится тяжелее и уменьшается скорость ее подъема. Газ выделяется из нефти и в кольцевом пространстве скважины (фиг. 1) и накапливается под пакером, когда давление и объем накопившегося газа достигают максимальных величин (в жидкости к этому времени она уже достигнута) открывается газлифтный клапан. Газ из кольцевого пространства скважины поступает в колонну насосно-компрессорных труб, разгазируя и облегчая столб жидкости, т. к. газлифтный клапан имеет малое проходное сечение, а обратный клапан большое, то энергии газа хватает на то, чтобы после облегчения столба жидкости в колонне насосно-компрессорных труб из кольцевого пространства, через ниппель-воронку и обратный клапан вытолкнуть жидкость из кольцевого пространства в колонну насосно-компрессорных труб (фиг. 2). Забойное давление резко снижается, вызывая интенсивный приток из пласта в призабойную зону скважины и оттуда в колонну насосно-компрессорных труб и в кольцевое пространство скважины на восстановление уровня. Забойное давление восстанавливается, газовая шапка под пакером накапливается и цикл повторяется. Применение данного способа с использованием обратного клапана целесообразно в скважинах, разрабатывающих нефтяные пласты, сложенные устойчивыми сильно сцементированными горными породами, способными выдержать большие перепады забойного давления, не разрушаясь. Если же нефтяные пласты выражены слабосцементированными породами или песчаниками, для стабилизации забойного давления, с целью предотвращения выноса породы в ствол скважины, в данном способе вместо обратного клапана в ниппель-воронке устанавливается регулятор забойного давления. Принцип происходящих процессов остается таким же, как и в первом случае (фиг. 1), за исключением того, что необходимо установить жесткую взаимосвязь между давлениями открытия и закрытия газлифтного клапана и регулятора забойного давления. Регулятор забойного давления заряжается на заданное забойное давление P_заб. равное

P_заб. = P_пл. - P,

где P_заб. - забойное давление;

P_пл. - пластовое давление:

P - допустимый градиент падения пластового давления, определяемый по физико-химическим свойствам пластового флюида и геологическим условиям его залегания.

Реализация способа до открытия регулятора забойного давления происходит как и в первом случае. Когда забойное давление достигает заданной величины, то давление газа в месте установки газлифтного клапана достигло своей максимальной величины, а давление жидкости еще не достаточно для открытия газлифтного клапана, регулятор забойного давления открывается, в колонну насосно-компрессорных труб поступает мощный поток жидкости, резко повышая давление, и газлифтный клапан тоже открывается (фиг. 2). Газ из кольцевого пространства через газлифтный клапан поступает в колонну насосно-компрессорных труб облегчая столб жидкости и способствуя процессу лифтирования. Также газ в кольцевом пространстве через открытый регулятор забойного давления вытесняет жидкость в колонну насосно-компрессорных труб из кольцевого пространства скважины. Для обеспечения более полного вытеснения жидкости из кольцевого пространства давление закрытия регулятора забойного давления ниже давления закрытия газлифтного клапана, т. е. после закрытия газлифтного клапана регулятор забойного давления еще открыт, обеспечивая более полный приток жидкости из кольцевого пространства в колонну насосно-компрессорных труб. Когда забойное давление снижается до расчетной величины, регулятор забойного давления закрывается, за счет перепада забойного давления в ствол скважины из пласта начинается интенсивный приток жидкости. Цикл повторяется.

Таким образом, заявляемый способ более эффективен и экономичен по сравнению со способом прототипа, позволяет осуществить более полную выработку запасов и существенно продлить естественный срок фонтанирования скважин без перевода на механизированные способы добычи жидких углеводородов.

Источники информации:

1. В.М. Муравьев, Спутник нефтяника, М., "Недра", 1977, 163-165 с.:

2. Н. Г. Середа, В.A. Сахаров, А.Н. Трофимов, Спутник нефтяника и газовика, М., "Недра". 1986. 184-185 с.