способ газлифтной эксплуатации скважин

Формула изобретения

Способ газлифтной эксплуатации скважин, заключающийся в накоплении жидкости и газа в скважине, прерывании потока газожидкостной смеси и газа в колонне подъемных труб на глубине установки рабочего клапана при снижении динамического уровня жидкости в кольцевом пространстве скважины и падении величины забойного давления до заданного минимального предела, отличающийся тем, что в момент накопления столба жидкости в колонне подъемных труб заданной высоты одновременно с подачей газа из затрубного пространства в колонну подъемных труб происходит включение дозировочного насоса и подача поверхностно-активного вещества в колонну подъемных труб, где поверхностно-активное вещество вместе с газом из затрубного пространства образует слой пены расчетной высоты, а при достижении заданного значения перепада давления между давлением в затрубном пространстве скважины и давлением в колонне подъемных труб, подачу газа в колонну подъемных труб прекращают.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке месторождений с применением газлифтных способов эксплуатации скважин.

Известен способ газлифтной добычи нефти с автоматическим регулированием добывных возможностей скважин, включающий размещение на колонне насосно-компрессорных труб ниппель-воронки, скважинных камер с клапанами и регуляторов давления как нефтяной, так и в газоотдающей скважинах, при этом ниппель-воронку в колонне насосно-компрессорных труб газоотдающей скважины оборудуют регулятором давления газа, поддерживающим постоянное давление после себя в ней и по всей системе подачи газа, которую выполняют с равнопроходными диаметрами до точки ввода газа в нефтяную скважину. Рабочий газлифтный клапан настраивают таким образом, что он открывается и перепускает через себя газ только при достижении заданного давления столба жидкости в точке его установки, но меньшем, чем давление газа в той же точке кольцевого пространства скважины (RU 2000110459, 2002).

Недостатком данной схемы газлифта, как и большинства других, является то, что уменьшение величины относительного погружения колонны подъемных труб, например, вследствие падения пластового давления и снижения приведенного динамического уровня жидкости, ведет к ухудшению всех технико-экономических показателей работы скважины независимо от типа применяемого скважинного газлифтного оборудования. Улучшение работы установки может быть достигнуто при искусственном увеличении относительного погружения, т.е. путем перевода скважины на периодический режим работы. При некоторой депрессии на пласт осуществляют периодические выбросы накопленных столбов жидкости в подъемных трубах. В то же время, вследствие искусственного увеличения относительного погружения колонны труб за счет накопления больших столбов жидкости ухудшаются условия притока из пласта, что в свою очередь приводит к уменьшению дебита скважины и дестабилизации забойного давления.

Кроме того, технически осуществить установку регуляторов давления в нефтедобывающей скважине достаточно трудно.

Известен способ газлифтной эксплуатации скважин, включающий наполнение жидкости и газа в скважине и выброс столба жидкости газом.

Сущность известного способа заключается в том, что при снижении динамического уровня жидкости в кольцевом пространстве скважины и падении величины забойного давления до заданного минимального предела перекрывают поток газожидкостной смеси и газа в колонне подъемных труб на глубине установки рабочего газлифтного клапана, осуществляют циклический перепуск накапливающейся в скважине жидкости из хвостовика в верхнюю часть колонны подъемных труб и в момент накопления столба жидкости в колонне подъемных труб заданной высоты осуществляют подачу рабочего агента в нижнюю часть внутренней полости колонны подъемных труб, причем циклический перепуск накапливающейся в скважине жидкости осуществляют в пределах минимального и максимального перепада давлений между давлением газа в кольцевом пространстве скважины и давлением газожидкостной смеси в верхней части хвостовика, а подачу газа в колонну подъемных труб осуществляют по нижнему пределу заданного перепада давлений между давлением газа в кольцевом пространстве скважины и гидростатическим давлением столба жидкости в колонне подъемных труб.

Указанный способ принят нами за прототип (Патент № 2239696 RU).

Недостатком известного способа является большой расход газа на добычу единицы скважинной продукции.

Задачей изобретения является уменьшение расхода газа на добычу единицы скважинной продукции.

Указанная задача достигается тем, что в способе газлифтной эксплуатации скважин, заключающемся в накоплении жидкости и газа в скважине, прерывании потока газожидкостной смеси и газа в колонне подъемных труб на глубине установки рабочего клапана при снижении динамического уровня жидкости в кольцевом пространстве скважины и падении величины забойного давления до заданного минимального предела, согласно изобретению, в момент накопления столба жидкости в колонне подъемных труб заданной высоты, одновременно с подачей газа из затрубного пространства в колонну подъемных труб, происходит включение дозировочного насоса и подача поверхностно-активного вещества (ПАВ) в колонну подъемных труб, где поверхностно-активное вещество вместе с газом из затрубного пространства образует слой пены расчетной высоты, а при достижении заданного значения перепада давления между давлением в затрубном пространстве скважины и давлением в колонне подъемных труб, подачу газа в колонну подъемных труб прекращают.

Способ газлифтной эксплуатации скважин осуществляется с помощью установки газлифтной эксплуатации скважин, изображенной на чертеже.

Она состоит из дозировочного насоса 1, трубки для подачи поверхностно-активного вещества 2, колонны подъемных труб 3, пусковых клапанов 4, рабочего клапана 5, снабженного узлом подачи поверхностно-активного вещества 6, клапана периодической подачи газа в колонну подъемных труб 7 и клапана подачи жидкости в колонну подъемных труб 8.

Сущность способа состоит в следующем.

В исходном положении клапан периодической подачи газа в колонну подъемных труб (7) и клапан подачи жидкости в колонну подъемных труб (8) закрыты. Вследствие наличия некоторой депрессии из пласта в скважину поступает газированная жидкость, которая накапливается в затрубном пространстве скважины, уровень накапливаемой жидкости располагается ниже глубины установки рабочего клапана (5). Подаваемый извне и выделяющийся из жидкости газ накапливается в затрубном пространстве скважины.

Перепад давления на клапане подачи жидкости в колонну подъемных труб (8) контролирует положение динамического уровня жидкости и определяет высоту накопления жидкости в затрубном пространстве. По мере накопления жидкости в затрубном пространстве и подъема динамического уровня (при постоянно заданном давлении газа в затрубном пространстве), перепад давления на клапане подачи жидкости в колонну подъемных труб (8) уменьшается до заданного значения, что приводит к открытию клапана (8) и перетоку жидкости из затрубного пространства в колонну подъемных труб (3).

При этом перепад давления на клапане подачи жидкости в колонну подъемных труб (8) начинает расти, а перепад давления на клапане периодической подачи газа в колонну подъемных труб (7) - падать.

При достижении заданного значения перепада давления на клапане подачи жидкости в колонну подъемных труб (8) данный клапан закрывается, переток жидкости из затрубного пространства в колонну подъемных труб (3) прекращается.

Величина колебания перепада давления на клапане подачи жидкости в колонну подъемных труб (8), равная величине колебания уровня жидкости в затрубном пространстве, задается при тарировке рабочего клапана (5) и может быть установлена в пределах 0,3-3,0 МПа в зависимости от конкретных геолого-технологических соображений.

Данный цикл может повторяться неоднократно в зависимости от величины притока жидкости из пласта, величины газового фактора и давления газа в затрубном пространстве скважины.

В момент перетока очередной накопленной порции жидкости из затрубного пространства скважины в колонну подъемных труб (3) и притока газированной жидкости из пласта перепад давления на клапане периодической подачи газа в колонну подъемных труб (7) снижается до некоторого заданного значения и клапан (7) открывается, осуществляется подача газа в колонну подъемных труб (3). Одновременно с этим происходит включение дозировочного насоса (1) и поверхностно-активное вещество по трубке (2), смешиваясь с газом из затрубного пространства, попадает в колонну подъемных труб (3), образуя в ней слой пены расчетной высоты.

Подача газа в колонну подъемных труб (3) продолжается, поднимаемый столб жидкости выталкивается столбом пены, высота которого, по мере движения по колонне подъемных труб (3), уменьшается. После выталкивания столба жидкости и пены перепад давления на клапане подачи газа в колонну подъемных труб (7) возрастает.

При достижении заданного значения перепада давления на клапане периодической подачи газа в колонну подъемных труб (7) клапан (7) закрывается, подача газа в колонну труб прекращается.

Величина колебания перепада давления на клапане периодической подачи газа в колонну подъемных труб (7), равная величине колебания уровня жидкости в колонне подъемных труб, задается при тарировке рабочего клапана (5) и может быть установлена в пределах 0,3-3,0 МПа в зависимости от конкретных геолого-технологических соображений.

Таким образом, при данном способе эксплуатации скважины подача жидкости в верхний отсек колонны подъемных труб (3) осуществляется небольшими порциями в заданных пределах, выброс накопленных столбов жидкости газом происходит циклически, а частота циклов зависит от величины дебита скважины. При этом, путем выбора и настройки параметров работы рабочего клапана можно практически всегда обеспечить накопление больших (не менее 300 м) столбов жидкости, что автоматически приводит к улучшению всех основных показателей газлифтного способа добычи нефти. Кроме того, в случае недостаточного ресурса собственного газа, в затрубное пространство скважины можно подавать газ от постороннего источника, причем в данном случае кондиция газа по показателям температуры и влажности никакого значения не имеет, так как регулирование осуществляется непосредственно в точке ввода газа в колонну насосно-компрессорных труб.

Максимальный технологический эффект достигается в том случае, когда в единый комплекс, функционирующий как самостоятельная система автоматического регулирования, включено несколько скважин (скважины-доноры).

Данная схема приемлема в различных комбинациях:

- скважина с высоким газовым фактором и давлением насыщения (группа нефтяных, газоконденсатных скважин с высоким газовым фактором и давлением насыщения - скважины доноры);

- использование газа высокого давления от рядом идущей магистрали газопровода;

- комплексная схема (скважина с высоким газовым фактором и давлением насыщения, скважины-доноры и газопровод высокого давления).

Разработка и реализация обустройства по этой схеме требует минимальных затрат, а внедрение такой схемы дает возможность реализовать на практике все преимущества технологии непрерывно-дискретного газлифта перед другими традиционными механизированными системами добычи нефти и газа.