Способ эксплуатации малодебитной газовой скважины

 

СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАЛОДЕБИТНОЙ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ, включшощий отбор газа путём пропускания газожидкостного потока через установленные по длине колонны насосно-ком- . прессоркых труб перпендикулярно их оси ускорителя, представдяюпще собой перегородку с осевым каналом, отличающийс я тем, что, с целью увеличения производительности скважины путем обеспечения непрерывного удаления жидкости из нее, ускорители устанавливают на расстоя нии 8-12 М один от другого, а в осевых каналах ускорителей поддерживаi ют скорость газожидкостного потока 3-10 м/с. (Л С 4 о 4

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

„„SU„„1146415 (д) Н 21 В 43/00

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И OTHPblTHA списочник изоБРЕтЕнкя,-.

К ABTOPCHOMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ цщ,„ (21) 3511717/22-03 (22) 17.11.82 .(46) 23.03.85. Бюл. В 11 (72) И.A.Ãàëàíèí, Ю.К.Игнатенко, Л.Н.Зиновьева, P.E.Øåñòåðèêoâà, А.И.Гриценко, И.П.Ковалко, В.И.Артемов, И.Г.Зезекало, Б.JT,.Гоцкий и А.Д.Остая (71) Северо-Кавказский научно-исследовательский институт природных газов (53) 622.276.5(088 ° 8) (56) 1. Муравьев И.М. и др, Исследование движения многокомпонентных смесей у скважин. М,, "Недра", 1972, с. 138.

2. Коротков Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений. М., "Недра", 1975, с. 120-123.

3. Ли Г.С. и др. Промысловое испытание диспергаторов потока газожидкостной смеси в газлифтных сква.жинах. -"Нефтяное хозяйство", 1977, Р 5, с. 52-54 (прототип) . (54) (57) СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАЛОДЕ—

БИТНОЙ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ, включающий отбор газа путем пропускания газожидкостного потока через установленные по длине колонны насосно-компрессорных труб перпендикулярно их оси ускорителя, представляющие собой перегородку с осевым каналом, отличающийся тем, что, с целью увеличения производительности скважины путем обеспечения непрерывного удаления жидкости иэ нее, ускорители устанавливают на расстоянии 8-12 м один от другого, а в осевых каналах ускорителей поддерживают скорость газожидкостного потока

3-10 м/с.

1146415

Изобретение относится к способам эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с низкими дебитами газа и может быть использовано в газовой промышленности. 5

При эксплуатации малодебитных скважин их низкие дебиты не позволяют выносить на поверхность жидкость, когорая поступает с газом из пласта или конденсируется в стволе скважины.

Известен способ эксплуатации малодебитных газовых скважин, заключающийся в том, что жидкость, поступающая с газом в скважину, измельчается в днспергаторе до капель таких размеров, чтобы они могли быть вынесены газовым потоком на поверхность земли (1) .

Диспергатор позволяет превращать в туман как, воду,.так и углеводородный конденсат, однако для проведения такой операции требуется большой расход энергии. Объясняется это тем, что для измельчения жидкости газовым потоком необходимы высокие скорости газа.

Известен способ эксплуатации гаэовых скважин, который состоит в том, что добываемый газ извлекается на поверхность земли по насоснокомпрессорным трубам (НКТ), установленным внутри обсадной колонны скважины (2}.

Диаметр НКТ меньше диаметра обсад 35 ной колонны, что позволяет при отборе газа из пласта обеспечить в трубах скорость газового потока более высокую, чем при эксплуатации скважины без НКТ. 40

Недостатком способа является то, что при скорости газа в НКТ менее.

4-6 м/с газовый поток не способен вынести на поверхность жидкость, которая поступает с газом из продуктив-45 ного пласта или конденсируется в стволе скважины.

При работе такой скважины жидкость, постепенно накапливаясь в нижней части, увеличивает гидравличес- 50 кое сопротивление призабойной зоны, в результате чего уменьшается дебит газа и скважина останавливается.

Для обеспечения работы такой скважи— ны необходимо периодически продувать 55 ее в атмосферу, теряя при этом значительные количества газа, или приме-. нять поверхностно-активные вещества.

Последнее дает положительный эффект только в случае, если жидкостью является вода или ее растворы. Если в продукции скважины содержится значительное количество жидких углеводородов, то применение поверхностноактивных веществ эффекта не дает.

Для увеличение скорости газа в промышленной практике часто заменяют

НКТ на трубы меньшего диаметра, что, однако не обеспечивает работу малодебитных скважин, особенно при высоких давлениях газа.

Наиболее близким к предлагаемому является способ эксплуатации малодебитной газовой скважины, включающий отбор газа путем пропускания гаэожидкостного потока через установленные по длине колонны НКТ перпендикулярно их оси ускорители, представляющие собой перегородку с осевым каналом (31 .

Недостатком известного способа является низкая производительность скважины иэ-за невозможности выноса газовым потоком жидкости на поверхность °

Цель изобретения — увеличение производительности скважины путем обеспечения непрерывного удаления жидкости из нее.

Поставленная цель достигается тем, что согласно способу эксплуатации малодебитной газовой скважины, включающему отбор газа путем пропускания газожидкостного потока через установленные по длине колонны НКТ перпендикулярно их оси ускорителя, представляющие собой перегородку с осевым каналом, ускорители устанавливают на расстоянии 8-12 м один от другого, а в осевых каналах ускорителей поддерживают скорость газожидкостного потока 3-10 м/с.

На фиг .1 приведена схема осуществления способа эксплуатации малодебитной газовой скважины, на фиг.2— зависимость изменения величины скорости газа от его давления.

Для осуществления способа в скважину спускают обсадную колонну труб

1, колонну насосно-компрессорных труб 2 с ускорителями газожидкостного потока 3, представляющими собой перегородку с осевым каналом. В нижней части обсадной колонны выполнены перфорационные отверстия 4.

1146

415

Эксплуатацию малодебитной газовой скважины осуществляют следующим образ ом.

Гаэ и жидкость, поступающие в скважину из продуктивного пласта через перфорационные отверстия 4, проходят через первый ускоритель в первую насосно-компрессорную трубу.

Поскольку скорость газа в сечении насосно-компрессорной трубы недоста- 10 точна для выноса жидкости на поверхность, последняя накайливается в первой насосно-компрессорной трубе, которая в первый момент выполняет функции сепаратора. 15

По мере накопления жидкости в первой насосно-компрессорной трубе происходит уменьшение свободного се чения трубы, по которому происходит движение газа. Уменьшение сечения щ приводит к увеличению скорости газа в первой трубе до величины минимально необходимой для выноса жидкости потоком газа, жидкость начина,ет поступать через второй ускоритель 25 во вторую насосно-компрессорную трубу, где повторяется весь процесс, описанный для первой трубы.

Постепенно происходит заполнение жидкостью всех насосно-компрессорных щ0 труб скважины, причем в каждой отдельной трубе количество жидкости будет различно и строго удовлетво-. рять условию, при котором скорость газа в свободном сечении трубы соот- З5 ветствует минимальной скорости газового потока, обеспечивающей вынос жидкости иэ трубы.

Работа ускорителей гаэожидкостного потока определяет условия эксплуатации всей скважины. Ускоритель позволяет пропускать гаэожидкостную смесь только в направлении движения газа, т.е. снизу вверх. )Кидкость, 45 .которая прошла сечение ускорителя, не может через отверстие ускорителя снова стечь вниз, хотя над ускорителем в трубе может находиться большое количество жидкости. Работа ускорите-50 ля, как обратного клапана по жидкости, обеспечивается созданием определенной скорости газа в его сечении.

Для того, чтобы жидкость не проходила через ускоритель в,обратнбм направлении, в его сечении необходимо поддерживать скорость газа, величина которой больше минимальной скорости, обеспечивающей вынос жидкости иэ вертикальных труб.

На фиг.2 приведена зависимость изменения величины минимальной скорости газа от его давления. Из приведенных данных видно,,что при скоростях газа в сечении ускорителя

3-10 м/с обеспечиваешься работа ускорителя как обратного клапана,практически для всех возможных условий эксплуатации газовой скважины, т.е.

I в диапазоне давлений от сотен атмосфер до 17 кгс/см .

В разработанной системе важно,чтобы отверстие газожидкостного ускори- . теля располагалось строго по оси трубы, а торцовая верхняя поверхность ускорителя была перпендикулярна оси трубы. Эти требования обуславливаются тем, что в трубе выше установки ускорителя скапливается значительное количество жидкости.

Малые скорости газового потока не могут обеспечить попдержание этой жидкости во взвешенном состоянии, поэтому часть жидкости поддерживается торцовой поверхностью ускорителя. Если отверстие в ускорителе смещено по оси трубы, то выше ускорителя нарушается симметрия распределения жидкости в трубе, что неизбежно приводит к увеличению расхода энергии на поддержание жидкости над ускорителем. Тоже наблюдается и в случае расположения торцовой поверхности ускорителя под углом у оси трубы.

Для полного удаления жидкости, поступающей из пласта, необходимо соблюдать следующие условия.

Насосно-компрессорные трубы нужно опускать в скважину до уровня нижних отверстий перфорации. Если трубы будут установлены выше, то жидкость, поступающая из пласта, будет скапливаться на забое скважины, перекрывая продуктивную часть пласта от нижних отверстий перфорации до насосно-компрессорных труб, что увеличивает гидравлическое сопротивление скважины и приводит к повышенному расходу энергии на ее эксплуатацию. Если насосно-компрессорные трубы опустить ниже нижних отверстий перфорации, то это также приводит к увеличению гидравлического сопротивления, поскольку удлиняется

146415 фиг.5 путь газового потока до поверхности земли.

Первый ускоритель газожидкостного потока необходимо устанавливать в нижней части первой насосно-компрессорной трубы. Только такое расположение ускорителя позволит уменьшить гидравлическое сопротивление, поскольку в любом другом случае в скважине будет скапливаться жидкость, уровень которой определится высотой установки первого ускорителя е

Расстояние между ускорителями в значительной мере определяется со" противлением скважины при эксплуатации. Проведенные исследования позволяют рекомендовать установку ускорителей в каждой насосно-компрессорной трубе, т.е. на расстоянии

8-12 м друг от друга.

Пример. Газовая скважина глубиной 4500 м имеет дебит газа Ц„=5000 Ф /сут." при пластовом давлении Р„„ =100 кгс/см и давлении на б

1 устье скважины Р с =70 кг/см . Средняя температура в отводе скважины

=60 С. Скважина оборудована наср сосно-компрессорными трубами диа5 метром с1 =50 мм, сечение труб

5= 2 103 м2.

Если насосно-компрессорные трубы не оборудовать ускорителями газожидкостного потока, то скорость газа в сечении труб соСтавит: для нижней части скважины Чп =0,4 м/с, для верхней части скважины U б=0,5 м/с.

Такие скорости не обеспечивают вынос жидкости из скважины. Для реше35 ния задачи в скважине установили

400 ускорителей газожидкостного потока, имеющих диаметр отверстия: в нижней части скважины б н = 11 мм, в верхней части скважины ДB =14 мм.

20 Скорость газа в ускорителях составляет при этом с = 7 м/с °

Таким образом, использование предлагаемого способа позволяет повысить добычу газа без увеличения затрат энергии.

Я Шд 1Я egg py yy

ВаЬсние гага, кгс/си

Фм.2

ЖНИВЬИ Заказ 1330/24

Тираж 540 Подписное

Финиал Яп;Й- "Ватевт", г Узтород, ул. Проектиая,