забойное устройство для газлифтной эксплуатации скважин

Формула изобретения

Забойное устройство для газлифтной эксплуатации скважины, содержащее колонну подъемных труб с пусковыми клапанами и рабочим клапаном, пакер для изоляции затрубного пространства, отличающееся тем, что подъемные трубы снабжены устройством с газовой трубкой с отверстиями в нижней части и с упором на его нижнее основание для регулирования последовательности поступления в подъемные трубы пластовой жидкости и газа, а пакер спущен на подъемных трубах, которые ниже устройства для регулирования перфорированы и снабжены обратным клапаном, при этом устройство для регулирования установлено в месте расположения рабочего клапана, сообщено с затрубным пространством через газовую трубку и обеспечивает возможность вытеснения пластовой жидкости в подъемные трубы до тех пор, пока уровень раздела фаз “пластовая жидкость – газ” не снизится ниже отверстия в газовой трубке, после чего устройство обеспечивает возможность поступления только газа в подъемные трубы и до тех пор, пока уровень раздела фаз внутри подъемных труб не превысит рабочий клапан.

Описание изобретения к патенту

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для добычи пластовой жидкости, и может быть использовано при добыче нефти из мало- и среднедебитных скважин.

Известно устройство плунжерного лифта [см. кн. “Эксплуатация нефтяных и газовых скважин”. М., Недра, 1989 г., с.306], содержащее плунжерный лифт, включающий колонны подъемных труб с нижним пружинным амортизатором, устьевую арматуру с верхним пружинным амортизатором, который имеет клапан, закрывающийся снизу вверх, при этом плунжер свободно перемещается в подъемных трубах и выполняет роль подвижной перегородки, причем выкид скважины постоянно открыт.

Применение данного устройства позволяет уменьшить проскальзывание газа относительно жидкости, обеспечивая ее равномерный отбор.

Однако газлифтная добыча пластовой жидкости посредством плунжерного лифта отличается трудоемкостью работ по подготовке подъемных труб, технологическими трудностями регулирования работы скважины, а также тем, что работа без плунжера или замена плунжера поршнем невозможны.

Известен также гидропакерный лифт для периодической эксплуатации газлифтных скважин со свободным поршнем-плунжером [см. там же, с.307], при этом выкид скважины перекрыт.

Применение устройства позволяет эксплуатировать скважину без поршня-плунжера, т.к. управление работой осуществляется автоматами-регуляторами цикла, открывая и закрывая выкидной клапан, либо по заданному затрубному давлению, либо по заданным интервалам времени, либо по комбинированному использованию давления и времени.

Недостатком эксплуатации скважины с таким устройством является низкая эффективность работы газлифта и ограниченность использования, т.к. успешность работы зависит от пластового давления, которое постоянно изменяется, вызывая нарушение работы замерных установок. При малых давлениях у башмака подъемных труб газлифтная эксплуатация становится энергетически и экономически неэффективной.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому забойному устройству для газлифтной эксплуатации скважин является забойное устройство непрерывного газлифта, включающее колонны подъемных труб, установку в подъемных трубах пусковых и рабочего клапанов, пакер [см. кн. А.П.Силаш "Добыча и транспорт нефти и газа”, т.1, М., “Недра”, 1989 г., с.162].

Забойное устройство эффективно в скважинах с высоким забойным давлением и высокой производительностью, т.е. в высокодебитных скважинах, так как в этих условиях удельный расход нагнетаемого газа удерживается на низком уровне.

Недостатком данного устройства является ограниченность использования, т.к. с уменьшением производительности скважин, когда они переходят в разряд мало- или среднедебитных, снижается коэффициент полезного действия (КПД) нагнетаемого газа из-за увеличения разницы скоростей жидкой и газовой фаз, что в конечном итоге приводит к увеличению удельного расхода газа.

Технической задачей предлагаемого забойного устройства для газлифтной эксплуатации скважин является расширение функциональных возможностей за счет эффективного использования его на мало- и среднедебитных скважинах.

Поставленная задача достигается описываемым забойным устройством для газлифтной эксплуатации скважин, содержащим колонну подъемных труб, пакер для изоляции затрубного пространства, подъемные трубы с пусковыми и рабочим клапанами.

Новым является то, что подъемные трубы дополнительно снабжены забойным устройством, установленным в месте расположения рабочего клапана, причем забойное устройство сообщено с затрубным пространством через газовую трубку с отверстиями в нижней части и с упором на его нижнее основание, при этом подъемные трубы ниже забойного устройства перфорированы, а продуктивный пласт изолирован пакером, спущенным на подъемных трубах, снабженных обратным клапаном.

Заявляемая совокупность отличительных признаков позволяет расширить функциональные возможности забойного устройства для газлифтной эксплуатации скважин путем непрерывного газлифта за счет эффективного использования его на мало- и среднедебитных скважинах, стабилизируя процесс газлифта при сокращении удельного расхода нагнетаемого газа, условно увеличивая скорость подъема жидкости за счет создания последовательного поступления в подъемные трубы жидкости и газа, обеспечивая, тем самым, полезную работу газа на весь объем поднимаемой жидкости.

Из доступных источников патентной и научно-технической литературы нам неизвестна заявляемая совокупность отличительных признаков. Следовательно, предлагаемый объект отвечает критерию изобретения “изобретательный уровень”.

На фиг.1 схематично показан принцип газлифтной эксплуатации скважин предлагаемым забойным устройством.

На фиг.2 представлен механизм газлифтной эксплуатации скважин предлагаемым забойным устройством - поэтапно:

а) начальный цикл: вытеснение жидкости нагнетаемым газом - повышение давления нагнетаемого газа и снижение уровня раздела фаз пластовая жидкость - газ, поступление в подъемную колонну только пластовой жидкости;

б) последующее снижение уровня раздела фаз до поступления нагнетаемого газа в рабочий клапан и поступление пластовой жидкости в подъемную колонну;

в) этап начала поступления нагнетаемого газа через рабочий клапан в подъемную колонну, поступление в подъемную колонну только газа;

г) последующее поступление газа в подъемную колонну до повышения уровня раздела фаз в затрубном пространстве и нижней части подъемных труб до рабочего клапана - процесс замещения нагнетаемого газа пластовой жидкостью.

Забойное устройство для газлифтной эксплуатации скважин содержит: колонну подъемных труб 1, пакер для изоляции затрубного пространства 2, пусковые 3 и рабочий клапан 4, забойное устройство 5, установленное в месте расположения рабочего клапана 4, причем забойное устройство 5 сообщено с затрубным пространством через газовую трубку 6 с отверстиями 7 в нижней части и с упором на его нижнее основание, при этом подъемные трубы 1 ниже забойного устройства 5 перфорированы 8, а продуктивный пласт 9 изолирован пакером 2, спущенным на подъемных трубах 1, снабженных обратным клапаном 10.

Устройство работает следующим образом.

Предлагаемое забойное устройство для газлифтной эксплуатации скважин было испытано на Иреляхском месторождении в Якутии.

В скважину с обсадной колонной с внутренним диаметром 0,13 м, пробуренную на глубину 2160 м на продуктивный терригенный пласт 9 спустили колонну подъемных труб 1 диаметром 60×5 (фиг.1) с пусковыми клапанами 3 на глубинах 960 и 1560 м и с рабочим клапаном 4 (отверстия) на глубине 2000 м. Рабочий клапан 4 расположен внутри забойного устройства 5. В забойное устройство 5 установили газовую трубку 6 с отверстиями 7 в нижней части с упором на нижнее основание устройства. Рабочий клапан 4 сообщается с затрубным пространством через газовую трубку 6. Ниже устройства 5 подъемные трубы 1 перфорированы отверстиями 8, а продуктивный пласт 9 изолирован пакером 2, спущенным на подъемных трубах, снабженных обратным клапаном 10. Забойное устройство 5 с газовой трубкой 6 при этом выполняет функцию регулятора последовательной подачи жидкости и газа в подъемную трубу 1.

Перед оборудованием скважины предлагаемым забойным устройством были определены параметры пласта, исходные данные по эксплуатации скважины и расход нагнетаемого газа (прототип).

Пластовое давление - 14,6 МПа

Коэффициент продуктивности - 20 м³/сут МПа

Давление насыщения нефти газом - 13,3 МПа

Плотность нефти в пластовых условиях - 800 кг/м³

Газовый фактор – 70 м³ /м³

Кровля интервала перфорации - 2134 м

Обводненность добываемой продукции - безводная

Давление нагнетания газа (после регулятора расхода) - 9 МПа

Давление на устье - 1,5 МПа

Дебит пластовой жидкости - 24 м ³/сут

Забойное давление - 13,4 МПа

Расход нагнетаемого газа - 3600 м³/сут

Удельный расход нагнетаемого газа - 150 м³/м³

После чего приступили к эксплуатации скважины с предлагаемым забойным устройством.

Пусковые клапаны 6 выполняют ту же функцию, что и в прототипе.

Механизм газлифтной эксплуатации скважины с предлагаемым забойным устройством приведен на фиг.2, а-г.

На фиг.2, а линия раздела фаз жидкость-газ находится выше рабочего клапана 4. Давление газа и жидкости над клапаном 10 больше, чем под клапаном 10, поэтому клапан 10 закрыт. Идет вытеснение пластовой жидкости из затрубного пространства в подъемную трубу 1. Дальнейшее вытеснение жидкости из затрубного пространства и снижение уровня раздела фаз приведено на фиг.2, б. Вытеснение пластовой жидкости из затрубного пространства в подъемную трубу 1 происходит до тех пор, пока уровень раздела фаз пластовая жидкость-газ не снизится ниже отверстия 7 в газовой трубке 6. С этого момента начинается поступление только газа в подъемную трубу 1 (фиг.2, в). До тех пор пока газ не вытеснит жидкость до устья скважины (на фиг.2 не показано) давление над пакером 10 будет больше, чем под пакером.

С момента появления газа на устье скважины расход газа из подъемной трубы значительно превышает поступление газа в затрубное пространство, поэтому давление над пакером 2 снижается и становится меньше, чем под пакером, при этом открывается клапан 10 и начинается поступление пластовой жидкости в затрубное пространство и нижнюю часть подъемной трубы 1 (фиг.2, г).

Повышение уровня раздела фаз происходит до тех пор, пока уровень раздела фаз внутри подъемной трубы 1 не превысит рабочий клапан. После превышения этого уровня поступление газа в подъемную трубу прекращается, повышается давление газа в затрубном пространстве, клапан 10 закрывается и начинается повторение цикла, приведенного на фиг.2, а-г.

Совокупность отличительных признаков позволила оптимизировать работу рабочего клапана, появилась возможность последовательного поступления нагнетаемого газа и пластовой жидкости в подъемную трубу, увеличения скорости подъема жидкости, стабилизации процесса газлифта при сокращении расхода нагнетаемого газа с 3600 м³/сут (прототип) до 2800 м³/сут, а также увеличение дебита пластовой жидкости с 24 м³/сут до 26 м³ /cyт при уменьшении удельного расхода нагнетаемого газа со 150 м³/м³ до 108 м³/м³ по предлагаемому.

Технико-экономическая эффективность устройства для газлифтной эксплуатации скважин складывается за счет расширения его функциональных возможностей, эффективного использования на мало- и среднедебитных скважинах, а также уменьшения удельного расхода газа, увеличения дебита жидкости.