способ газлифтной добычи нефти с автоматическим регулированием добывных возможностей скважин

Формула изобретения

1. Способ газлифтной добычи нефти с автоматическим регулированием добывных возможностей скважин, включающий размещение на колонне насосно-компрессорных труб ниппель-воронки, пакера, скважинных камер с клапанами и регуляторов давления как в нефтяной, так и в газодающей скважинах и собственно эксплуатацию, отличающийся тем, что ниппель-воронку в колонне насосно-компрессорных труб газодающей скважины оборудуют регулятором давления газа, поддерживающим постоянное давление после себя в ней, а следовательно, и по всей системе подачи газа, которую выполняют с равнопроходными диаметрами до точки ввода газа в нефтяную скважину и без узлов дросселирования, включая точку ввода газа в колонну насосно-компрессорных труб нефтяной скважины, причем рабочий газлифтный клапан в точке ввода газа настраивают так, что он открывается и перепускает газ через себя только по достижении заданного давления столба жидкости в точке его установки, но меньшем, чем давление газа в этой же точке кольцевого пространства скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при оборудовании ниппель-воронки нефтяной скважины регулятором забойного давления его настраивают на давление открытия и закрытия по необходимому забойному давлению, но большее, чем давление столба жидкости в месте его установки, а рабочий газлифтный клапан настраивают так, чтобы обеспечивать это давление.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи нефти.

Известен способ газлифтной добычи нефти, где для подъема жидкости используется энергия газа, подаваемого в скважину от внешнего источника или отбираемого из газового пласта в разрезе этой же скважины [1]. При газлифтном способе добычи нефти подземная компоновка насосно-компрессорных труб оборудуется одним или несколькими пакерами, а также скважинными камерами, в которые устанавливаются газлифтные клапаны, служащие для плавного запуска газлифтной скважины в работу и подачи газа в колонну насосно-компрессорных труб при ее работе.

Известен также способ эксплуатации фонтанных скважин с использованием газлифтного эффекта попутного нефтяного газа [2]. При этом способе для подъема жидкости из скважины используется энергия попутного нефтяного газа. Для чего компоновка насосно-компрессорных труб, в нижней ее части, оборудована обратным клапаном или регулятором забойного давления. Выше по стволу установлен пакер. Под пакером и над ним установлены скважинные камеры. В верхней имеется циркуляционный клапан, а в нижней установлен газлифтный клапан - ПРОТОТИП.

Недостатком данного способа является то, что при низких значениях газового фактора в добываемой продукции или с ростом ее обводнения в процессе эксплуатации, этот способ перестает работать и скважину необходимо переводить на другие способы эксплуатации, неся дополнительные затраты, а также наличие сложного и дорогостоящего наземного оборудования по подготовке газа.

Цель изобретения - автоматическое регулирование добывных возможностей скважин при снижении затрат на эксплуатацию с экономией ресурса газа газодающей скважины.

Поставленная цель достигается тем, что ниппель-воронку в колонне насосно-компрессорных труб газодающей скважины оборудуют регулятором давления газа, поддерживающим постоянное давление после себя в ней, а следовательно, и по всей системе подачи газа, которую выполняют с равнопроходными диаметрами до точки ввода газа в нефтяную скважину и без узлов дросселирования, включая точку ввода газа в колонну насосно-компрессорных труб нефтяной скважины. Причем рабочий газлифтный клапан в точке ввода газа настраивают таким образом, что он открывается и перепускает газ через себя только при достижении заданного давления столба жидкости в точке его установки, но меньшем, чем давление газа в этой же точке кольцевого пространства скважины, а в случае оборудования ниппель-воронки нефтяной скважины регулятором забойного давления, его настраивают на давление открытия и закрытия по необходимому забойному давлению, но большем, чем давление столба жидкости в месте его установки, а рабочий газлифтный клапан настраивают таким образом, чтобы обеспечивать это давление.

На чертеже представлена схема осуществления заявляемого способа газлифтной добычи нефти с автоматическим регулированием добывных возможностей скважин, где:

1 - эксплуатационная колонна газодающей скважины,

2 - комбинированная колонна насосно-компрессорных труб,

3 - пакер в газодающей скважине,

4 - скважинная камера с циркуляционным клапаном,

5 - ниппель-воронка с регулятором давления газа,

6 - линия подачи газа на нефтяные скважины,

7 - обратный клапан на устье нефтяной скважины,

8 - эксплуатационная колонна нефтяной скважины,

9 - колонна насосно-компрессорных труб,

10 - пакер в нефтяной скважине,

11 - скважинные камеры с пусковыми газлифтными клапанами,

12 - скважинная камера с рабочим газлифтным клапаном,

13 - ниппель-воронка с регулятором забойного давления,

14 - линия подачи жидкости на групповую замерную установку.

Способ реализуется следующим образом.

После спуска компоновок подземного оборудования в эксплуатационные колонны 1 - газодающей и 8 - нефтяной скважин газовый пласт газодающей скважины осваивают известным способом. Производят сборку линии подачи газа 6 в нефтяную скважину и оборудуют устье нефтяной скважины в точке ввода газа обратным клапаном - 7. Газ из газового пласта через ниппель-воронку и регулятор давления газа - 5 поступает в комбинированную колонну насосно-компрессорных труб - 2, а действие его на эксплуатационную колонну - 1 ограничено пакером - 3. Газ, проходя через регулятор давления газа - 5, за счет перепада давления и возникновения эффекта "Джоуля-Томпсона" сильно охлаждается, что в обычных условиях может привести к образованию гидратов, но за счет того, что на глубине установки регулятора температура окружающих скважину пород составляет несколько десятков градусов по Цельсию, газ опять нагревается и теплый газ подается в нефтяную скважину. Регулятор давления газа 5 пропускает газ через себя только до тех пор, пока давление за ним в комбинированной колонне насосно-компрессорных труб 2 не достигнет заданной величины, выбранной исходя из условия:

Рг.доп > Рг.рег > Рж.mах,

где Рг.доп - допустимое давление газа в эксплуатационной колонне нефтяной скважины;

Рг. рег - расчетное значение давления газа после регулятора, при котором он закрывается;

Рж.mах - максимально возможное давление столба жидкости в колонне насосно-компрессорных труб нефтяной скважины в точке ввода газа.

Далее газ по линии подачи газа - 6 и через обратный клапан - 7 поступает в кольцевое пространство нефтяной скважины, вытесняя из нее жидкость в колонну насосно-компрессорных труб - 9 через скважинные камеры - 11, 12 с установленными клапанами. Когда уровень жидкости в кольцевом пространстве нефтяной скважины опустится ниже уровня верхней скважинной камеры, газ из кольцевого пространства, через скважинную камеру и пусковой газлифтный клапан, поступает в колонну насосно-компрессорных труб - 9, разгазируя столб жидкости над ним, тем самым способствуя выносу ее в линию подачи жидкости на групповую замерную установку - 14. Давление в колонне насосно-компрессорных труб - 9 падает, и уровень жидкости опускается ниже второй скважинной камеры с пусковым клапаном - цикл повторяется. Давление в колонне насосно-компрессорных труб - 9 падает еще больше, начинается приток жидкости из нефтяного пласта и через ниппель-воронку и регулятор забойного давления - 13 поступает в нее, а уровень жидкости в кольцевом пространстве скважины опускается ниже скважинной камеры с рабочим газлифтным клапаном - 12. Газ начинает поступать в колонну насосно-компрессорных труб через рабочий газлифтный клапан, а пусковые газлифтные клапаны, в скважинных камерах - 11, закрываются. Для предотвращения прорыва газа через ниппель-воронку и регулятор забойного давления - 13 между ней и скважинной камерой с рабочим газлифтным клапаном - 12 устанавливают пакер - 10. Приток из нефтяного пласта в колонну насосно-компрессорных труб - 9 через ниппель-воронку с регулятором забойного давления - 13 происходит до тех пор, пока забойное давление не снижается до расчетного, после чего регулятор забойного давления закрывается, прекращая приток жидкости из пласта в колонну насосно-компрессорных труб. В это время рабочий газлифтный клапан - 12 еще открыт, и газ через него поступает в колонну насосно-компрессорных труб, уменьшая давление столба жидкости над клапаном, а соответственно и над регулятором забойного давления - 13, при достижении расчетной величины этого давления клапан закрывается и прекращается поступление газа. Приток жидкости из пласта остановлен - растет забойное давление в нефтяной скважине, а вследствие прекращения потребления газа из газодающей скважины в линии подачи газа и на забое ее повышается давление. Когда давление газа в линии подачи и над регулятором давления газа - 5 в газодающей скважине - 1 достигнет максимального расчетного значения, регулятор давления газа закрывается и прекращает подачу газа из пласта в комбинированную колонну насосно-компрессорных труб - 2 и, соответственно, в нефтяную скважину. При достижении расчетной величины забойного давления в нефтяной скважине - 8 регулятор забойного давления - 13 открывается и пластовая жидкость поступает в колонну насосно-компрессорных труб - 9, вызывая подъем столба жидкости в них. Увеличивается давление над рабочим газлифтным клапаном до расчетного и он открывается, а так как в этот момент давление газа в кольцевом пространстве скважины выше, чем давление столба жидкости в колонне насосно-компрессорных труб, то газ начинает поступать в колонну насосно-компрессорных труб. Тем временем начинает падать давление газа в линии подачи газа - 6 и, соответственно, над регулятором давления газа - 5, при достижении расчетной величины давления регулятор открывается и газ из газового пласта по комбинированной колонне насосно-компрессорных труб - 2, через линию подачи газа - 6 поступает в нефтяную скважину - 8 и совершает работу по подъему жидкости - цикл повторяется.

В предлагаемом способе отсутствует сложное наземное оборудование, связанное с подготовкой газа по отделению капельной жидкости и поддержанию определенной температуры газа в зависимости от "точки росы" из-за наличия узлов дросселирования в наземных коммуникациях.

Таким образом, заявляемый способ более эффективен и экономичен по сравнению со способом прототипа и позволяет осуществлять более полную выработку запасов.

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ

1. Ш.К.Гиматудинов. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. - М.: "Недра", 1983, с. 113-132.

2. Патент RU 2129208 С1, 20.03.99.