Способ отбора газа через скважину

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для повышения давления природного и попутного газа в промысловых условиях при подготовке его к транспортировке или при закачке в газоконденсатные залежи при применении сайклинг-процесса, а также для сжатия газа или воздуха при освоении скважин. Обеспечивает расширение области применения и увеличение степени сжатия газа. Сущность изобретения: способ включает спуск во вспомогательную скважину двухрядного лифта. Его внутреннюю трубу спускают ниже внешней трубы. Осуществляют прием газожидкостной смеси в межтрубное пространство со скоростью, большей скорости всплытия пузырьков газа в жидкости, с обеспечением ее сепарации в донной части, отбор газа в затрубное пространство внешней трубы, а жидкости - во внутреннюю трубу. Перед спуском лифта на внутренней лифтовой колонне устанавливают глубинный жидкостный насос, который спускают на расчетную глубину и запускают в работу после подачи газожидкостной смеси в межтрубное пространство. Газовую линию затрубного пространства внешней трубы настраивают на давление, при котором уровень жидкости в стволе скважины после сепарации газа должен находиться в интервале между башмаками лифтовых колонн. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для повышения давления природного и попутного газа в промысловых условиях при подготовке его к транспортировке или при применении сайклинг - процесса, а также для сжатия газа или воздуха при освоении скважин.

Известен способ отбора газа через скважину, предусматривающий прием газа низкого давления в герметичный сосуд, опущенный в скважину и выполненный в виде трубы с заглушенным дном, снабженной коаксиально расположенной внутренней трубой, и повышение давления газа для транспортировки путем подачи жидкости во внутреннюю трубу по линии нагнетания дожимной насосной установки (А.с. СССР N 1520920, кл. E 21 В 43/20, 1986).

Недостатком известного способа является низкая производительность и низкий коэффициент полезного действия жидкостного насоса в результате циклической подачи жидкости в скважину и непрерывного изменения давления на линии подачи жидкости.

Прототипом изобретения является способ отбора газа через скважину, предусматривающий спуск во вспомогательную скважину двухрядного лифта, внутреннюю трубу которого опускают ниже внешней трубы. Газожидкостную смесь непрерывно подают по межтрубному пространству двухрядного лифта, отбор газа высокого давления производят по затрубному пространству внешней трубы, а жидкости - по его внутренней трубе. Кроме этого, в качестве нагнетательной жидкости используется водный раствор хлористого кальция (А. с. СССР N 1789669, кл. Е 21 В 43/20, 1993).

Максимальная глубина спуска лифтовых труб, по которым можно поднять отсепарированную жидкость из глухой скважины до устья, зависит от устьевого давления, при котором производят закачку газожидкостной смеси, и средней плотности газожидкостного потока в стволе скважины. Таким образом, максимальная степень сжатия газа на выходе из вспомогательной скважины ограничена, что соответственно ограничивает применение известного способа. Кроме этого, при применении водного раствора хлористого кальция происходит коррозия металлического оборудования и труб во времени, особенно при контакте раствора с воздухом. Отсутствуют также эффективные технологии по регенерации растворов хлористого кальция, используемых в дополнительной скважине.

Для расширения области применения и увеличения степени сжатия газа в известном способе, включающем спуск во вспомогательную скважину двухрядного лифта, внутреннюю трубу которого спускают ниже его внешней трубы, прием газожидкостной смеси в межтрубное пространство со скоростью, большей скорости всплытия пузырьков газа в жидкости, с обеспечением ее сепарации в донной части, отбор газа по затрубному пространству внешней трубы, а жидкости - во внутреннюю трубу, перед спуском лифта на внутренней лифтовой колонне устанавливают глубинный жидкостный насос, который спускают на расчетную глубину и запускают в работу после подачи газожидкостной смеси в межтрубное пространство, и в качестве нагнетательной жидкости используют раствор гликоля (этиленгликоль, диэтиленгликоль или триэтиленгликоль).

При применении глубинного насоса степень сжатия газа в значительной степени зависит от глубины установки насоса в стволе скважины и ограничивается только глубиной забоя. При этом закачку газожидкостной смеси в скважину можно производить при любом устьевом давлении, даже ниже атмосферного. Для откачки жидкости необходимо использовать погружные центробежные насосы, применяемые для добычи нефти или водонефтяной смеси из глубоких скважин.

Кроме этого, применение в качестве нагнетательной жидкости высококонцентрированного раствора гликоля позволяет производить осушку влажного газа до необходимой величины. Регенерацию гликоля можно производить известными в газовой промышленности методами. При применении гликолей значительно снижается процесс коррозии металла, так как при закачке в скважину и регенерации можно исключить контакт нагнетательной жидкости с воздухом.

Способ отбора газа низкого давления через скважину осуществляют следующим образом.

Во вспомогательную скважину с герметичной эксплуатационной колонной спускают лифтовую колонну с глубинным насосом и устанавливают на расчетной глубине. Затем в скважину спускают вторую лифтовую колонну. Башмак второй лифтовой колонны устанавливают на определенной отметке выше глубинного насоса. При выборе насоса учитывают, что требуемые режимы насоса (подача и напор) должны находиться в пределах рабочей области его характеристики. Вторую лифтовую колонну на устье соединяют с трубопроводом, по которому подают газожидкостную смесь под определенным давлением. После установки всего технологического оборудования на устье скважины и подачи газожидкостной смеси в межтрубное пространство запускают в работу глубинный насос. Клапан - отсекатель на газовой линии затрубного пространства внешней трубы настраивают на давление, при котором уровень жидкости в стволе скважины после сепарации газа должен находиться в интервале между башмаками лифтовых колонн. В качестве нагнетательной жидкости используют товарные гликоли, которые широко применяются в газовой промышленности (этил -, диэтил - или триэтиленгликоль).

Пример. При спуске в скважину лифтовых колонн без глубинного насоса максимальная глубина уровня отсепарированной жидкости между башмаками лифтовых колонн, при которой возможен вынос жидкости по внутренней колонне, и степень сжатия газа сепарации на забое скважины без учета потерь давления на трение определяют из следующих соотношений: P₁ + g · q_см · H₁ = g · q_ж · H₁; H₁ = P₁/g · (q_ж - q_см).

P₂ = P₁ + g · q_см · H₁; п = P₁/P₂, где P₁ - давление газожидкостной смеси на устье скважины, Па; P₂ - давление газа сепарации над уровнем жидкости в стволе скважине, Па; H₁ - допустимая глубина уровня отсепарированной жидкости в стволе скважины между башмаками внешней и внутренней лифтовых колонн, м; q_ж - плотность жидкости нагнетания, кг/м³; q_см - средняя плотность газожидкостной смеси в стволе скважины, кг/м³; g - ускорение свободного падения, м/с;
n - степень сжатия газа на забое.

При подаче газожидкостной смеси с давлением 2·10⁶ Па с плотностью жидкости 1100 кг/м³ и средней плотностью смеси в стволе скважины 500 кг/м³ максимальная глубина уровня отсепарированной жидкости в скважине может составить:
H₁ = P₁/(g · (q_ж- q_см) = 340 м.

Давление газа над уровнем отсепарированной жидкости:
P₂ = P₁ + g · q_см · H₁ = 3,47 · 10⁶ Па.

Степень сжатия газа на забое скважины: п= 1,73.

Если во вспомогательной скважине забой на глубине 2000 м, то при применении предлагаемого способа глубинный насос на внутренней лифтовой колонне можно спустить на глубину 1980 м, а вторую лифтовую колонну установить на глубине 1880 м. После подачи газожидкостной смеси с вышеуказанными параметрами в межтрубное пространство и пуска в работу глубинного насоса через определенное время в результате повышения давления в межтрубном пространстве уровень жидкости в межтрубном пространстве установится на глубине 1950 м.

Давление отсепарированного газа на этой отметке составит:
P₂ = 11,5 · 10⁶ Па.

Степень сжатия газа на забое дополнительной скважины будет равняться:
n =5,77.

Таким образом, с помощью предлагаемого способа можно значительно повышать давление природного газа без строительства компрессорных станций с несколькими ступенями сжатия. Новый способ можно эффективно использовать для сжатия природного или попутного газа, находящегося под давлением близким или даже ниже атмосферного.

Из-за значительных материальных затрат на строительство компрессорных станций небольшой производительности газ низкого давления, как правило, сжигают на факелах. Совмещение технологий сжатия и осушки влажного газа гликолями существенно снижает эксплуатационные затраты на подготовку природного газа к транспортировке в магистральные газопроводы или, например, для получения газа высокого давления до 30,0 -35,0 МПа при применении сайклинг - процесса на газоконденсатных месторождениях. В этом случае природный газ из газовой скважины без подачи в систему промысловой подготовки, где необходимо значительно снижать давление, подают в дополнительную скважину. После осушки и повышения давления газ высокого давления подают непосредственно в нагнетательные скважины.

Формула изобретения

1. Способ отбора газа через скважину, включающий спуск во вспомогательную скважину двухрядного лифта, внутреннюю трубу которого спускают ниже его внешней трубы, прием газожидкостной смеси в межтрубное пространство со скоростью, большей скорости всплытия пузырьков газа в жидкости, с обеспечением ее сепарации в донной части, отбор газа в затрубное пространство внешней трубы, а жидкости - во внутреннюю трубу, отличающийся тем, что перед спуском лифта на внутренней лифтовой колонне устанавливают глубинный жидкостный насос, который спускают на расчетную глубину и запускают в работу после подачи газожидкостной смеси в межтрубное пространство, при этом газовую линию затрубного пространства внешней трубы настраивают на давление, при котором уровень жидкости в стволе скважины после сепарации газа должен находиться в интервале между башмаками лифтовых колонн.

2. Способ отбора газа через скважину по п.1, отличающийся тем, что в качестве нагнетательной жидкости используют высококонцентрированный раствор этиленгликоля, или диэтиленгликоля, или триэтиленгликоля.