Способ раздельного подъема продукции добывающих скважин

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для увеличения производительности фонтанных и глубинно-насосных добывающих скважин, имеющих дебит жидкости менее 250 м³/сут., преимущественно с повышенным или изменяющимся во времени газовым фактором, когда залежь разрабатывается с забойным давлением ниже давления насыщения нефти газом, т.е. когда из продуктивного пласта в ствол скважины поступает газ и жидкость в виде отдельных фаз, и предотвращения гидратообразования. Колонну насосно-компрессорных труб с фильтровым хвостовиком спускают ниже подошвы продуктивного пласта с искусственный забой, а при отборе газа и жидкости поддерживают уровень газожидкостного контакта в скважине не ниже уровня газожидкостного контакта в продуктивном пласте, верхнее положение газожидкостного контакта поддерживают путем регулирования величины отбора газа по затрубному пространству, а нижнее - путем установки перекрывающего поплавка на фильтровой хвостовик. 1 з. п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтеводогазодобывающей промышленности, в частности к увеличению прозводительности фонтанных и глубинно-насосных добывающих скважин, имеющих дебит жидкости менее 250 м³/сут, преимущественно с повышенным или изменяющимся во времени газовым фактором, когда сложнопостроенная залежь разрабатывается с забойным давлением ниже давления насыщения нефти газом (типа Комсомольского месторождения), т.е. когда из продуктивного пласта в ствол скважины поступают газ и жидкость в виде отдельных фаз.

Известен способ, который показывает, что существующая компоновка и глубина спуска подъемного лифта фонтанных и глубинно-насосных скважин уменьшает их производительность и создает условия, способствующие образованию гидратных пробок в верхней части подъемного лифта (на глубинах от 800 м до устья), где происходит интенсивное снижение давления и температуры потока. Объясняется это отсутствием регулируемой технологии раздельного отбора газа и жидкости фонтанных и глубинно-насосных скважин, в призабойной части которых происходит всплытие газа и нефти через слой застойной воды. Подъемный лифт, состоящий из двух и двух с половиной дюймовых насосно-компрессорных труб (НКТ), подвешивается выше кровли пласта от 25 м до 1500 м (по фонтанным и глубинно-насосным добывающим скважинам).

Жидкость и газ из продуктивного пласта поступают в виде отдельных фаз в шести- или пятидюймовую колонну, заполненную водой, и всплывают (как бы фильтруются) через толщу застойной воды. Даже в необводненных скважинах нефть и газ проходят через толщу воды, так как жидкостью глушения при ремонтных работах обычно является соленая вода, которая не выносится при дебитах по жидкости меньше 250 м³/сут. Следовательно, участок ствола скважины от продуктивного пласта до башмака подъемного лифта, как правило, остается заполненным водой. При этом, чем больше толщина слоя воды в стволе, тем в большей степени происходит уменьшение дебита скважин по причине увеличения противодавления на пласт. Кроме того, газ в процессе всплытия через слой воды увлажняется, чем увеличивается степень опасности гидратообразования в верхней части подъемного лифта.

С вышеописанными трудностями встретились нефтяники Тюменской области при эксплуатации сложнопостроенных залежей нефти, имеющих низкую нефтенасыщенность и высокую водогазонасыщенность продуктивных пластов. Из некоторых скважин, пробуренных на таких залежах, сначала получают газ с конденсатом, потом появляется вода и только через несколько месяцев нефть. Общая характеристика залежей: глубина залегания залежи до 3000 м; коллекторские свойства низкие до 0,030 мкм; начальное статическое давление на устье до 6-16 МПа; начальное пластовое давление до 20-30 МПа; давление насыщения до 12-25 МПа; забойное давление при разработке до 4-18 МПа.

Скважины работают с повышенным изменяющимся во времени газовым фактором до 2000 м³/м³ и более. Когда они прекращают фонтанирование, уровень жидкости в стволе устанавливается на глубинах от 1000 до 1800 м от устья.

Разведанные балансовые запасы нефтегазоконденсатных залежей увеличиваются с каждым годом, и на сегодня они составляют более 35% общих балансовых запасов России.

По Тюменской области около 2000 скважин находятся в простое по причине образования гидратных пробок в стволе. Межремонтный период таких скважин в 2-3 раза ниже, чем скважин с нормальным газовым фактором.

В практике нефтегазодобычи известен способ повышения производительности скважин, оборудованных штанговым насосом в осложненных условиях, когда отбор газа производится по затрубному пространству, а жидкости по подъемному лифту, который осуществляется спуском насосного оборудования до подошвы продуктивного пласта и форсированной откачкой скважинной жидкости.

Эта схема может быть использована на не глубоко залегающих пластах, имеющих небольшой дебит (см. например, Справочная книга по добыче нефти. М. Недра, 1974, с.277).

Недостатками известного способа являются низкие эффективность и надежность работы глубинного оборудования.

Целью изобретения является увеличение производительности подъема продукции добывающих скважин, эксплуатирующих нефтегазоконденсатные залежи при забойных давлениях ниже давления насыщения нефти газом, и предотвращение гидратообразования.

Цель достигается за счет того, что в способе раздельного подъема продукции добывающих скважин, включающем спуск подъемного лифта с фильтровым хвостовиком, отбор газа по затрубному пространству и жидкости по подъемному лифту с противодавлением на устье, подъемный лифт спускают ниже подошвы пласта в искусственный забой, а отбор газа и жидкости производят с поддержанием уровня газожидкостного контакта (ГЖК) в скважине не ниже ГЖК в пласте, при этом уровень ГЖК в скважине поддерживают путем установки на фильтровой хвостовик перекрывающего поплавка.

Предложенный способ увеличения производительности скважин с предотвращением гидратообразования отличается простотой его реализации, высокой надежности предложенной технологии и не требует повышения эксплуатационных затрат.

Способ раздельного подъема продукции добывающих скважин с отличительными признаками, аналогичными отличительным признакам предлагаемого, не известен.

Учитывая новизну и достижение поставленной цели, отличительные признаки предлагаемого способа можно считать существенными.

На фиг.1, 2 показана принципиальная схема компоновки подъемного лифта в стволе добывающей скважины, поясняющая сущность предлагаемого способа.

Способ реализуют следующим образом. По окончании бурения или после ремонтно-восстановительных работ компоновку подъемного лифта 1 изменяют на предложенную технологию, т.е. насосно-компрессорные трубы (НКТ) спускаются ниже подошвы пласта 2 до искусственного забоя, без пусковых муфт, с коротким фильтром 3, с промывкой от подошвы пласта до забоя. Регулирование же отбора жидкости по НКТ и газа по затрубному пространству осуществляют устьевыми штуцерами 4. Низ подъемного лифта оборудуют коротким фильтром 3 длиной 2 м. В верхней части фильтра устанавливают гнездо шарового клапана 5, предназначенного для опрессовки лифта, ниже поплавок 6 для недопущения прорыва паза в насосно-компрессорные трубы. Материал поплавка имеет плотность, меньшую плотности жидкости, но больше плотности газа.

При подходе ГЖК к фильтру поплавок перекрывает отверстия фильтра, таким самым уменьшая дебит по жидкости и увеличивая по газу и не допуская неконтролируемого прорыва газа из затрубного пространства в подъемный лифт. Установка дополнительного штуцера в затрубном пространстве позволяет сдерживать выход излишнего газа из пласта с одновременным восстановлением части газа в растворенном состоянии в жидкости, отбираемой из лифта. При нерегулируемом выпуске газа пластовая энергия расходуется нерационально, что является одной из причин снижения производительности скважин.

Диаметр штуцера, устанавливаемого в трубках и в затрубном пространстве, рассчитывают по известной методике, исходя из производительности скважины по жидкости и по газу с учетом противодавления на устье.

Освоение скважины производят с последующей заменой тяжелого раствора на воду, на нефть, пену, как это принято по региону.

Производят гидродинамическое исследование (ГДИ) с определением дебита жидкости по НКТ и газа по затрубью на трех, четырех режимах, со сменой штуцеров в трубках (НКТ) и затрубье (ЗТП). По данным ГДИ на приток определяют оптимальный режим работы скважин. В дальнейшем подбор диаметра штуцера по ЗПТ и НКТ производят с учетом дебита газа и жидкости, а также исходя из фактического противодавления на устье.

Оптимальным является расположение газожидкостного контакта (ГЖК) в затрубном пространстве против продуктивного пласта на уровне газожидкостного контакта в пласте. ГЖК не должен опускаться до фильтра лифта НКТ, чем создаются условия для осложнений, связанных с прорывом газа и гидратообразованиями в верхней части лифта НКТ. Допускается повышение уровня ГЖК не более 300 м выше кровли пласта. При более высоких уровнях ухудшаются условия осушения газа при подъеме по затрубному пространству и создаются условия образования газонефтяной пены.

Верхнее положение ГЖК регулируется устьевым штуцером, а нижнее, критическое положение, поплавком, установленным в верхней части короткого фильтра.

Работоспособность и эффективность предлагаемого способа подтверждается результатами промысловых испытаний на скважинах НГДУ "Барсуковнефть".

Большим достижением промысловых испытаний является то, что удалось доказать возможность эксплуатации скважин в безгидратном режиме. На скважине 1630 безгидратный межремонтный период составлял до внедрения новой технологии менее 2 мес, после же внедрения новой технологии насос проработал 9 мес. Эта скважина остановилась на ремонт не по причине гидратообразования, а из-за выхода глубинного насоса.

Среднее увеличение дебита по 7 скважинам составило 20% после внедрения новой технологии. Эффект достигается за счет увеличения дебита и межремонтного периода скважин.

Формула изобретения

1. СПОСОБ РАЗДЕЛЬНОГО ПОДЪЕМА ПРОДУКЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб с фильтровым хвостовиком, отбор газа по затрубному пространству и жидкости по колонне насосно-компрессорных труб с противодавлением на устье, отличающийся тем, что колонну насосно-компрессорных труб спускают ниже подошвы продуктивного пласта в искусственный забой, а при отборе газа и жидкости поддерживают уровень газожидкостного контакта в скважине не ниже уровня газожидкостного контакта в продуктивном пласте.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что верхнее положение газожидкостного контакта поддерживают путем регулирования величины отбора газа по затрубному пространству, а нижнее - путем установки перекрывающего поплавка на фильтровой хвостовик.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2