Способ эксплуатации скважин

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при механизированной добыче текучих сред из глубоких скважин с применением электроцентробежных насосов (ЭЦН) и газлифта в одной компоновке скважинного оборудования, особенно в условиях падающего давления и обводнения скважин. Обеспечивает повышение эффективности способа путем снижения энергетических затрат на подъем жидкости за счет совершения полезной работы попутным нефтяным газом. Сущность изобретения: способ включает использование в одной компоновке скважинного оборудования электроцентробежного погружного насоса и газлифта, снабженного устройством для инжектирования газа, например газлифтным клапаном. Его устанавливают на расчетную глубину. Согласно изобретению для инжектирования газа используют, как минимум, два устройства, например газлифтных клапана. Верхний из них устанавливают на глубине, соответствующей максимальному. Каждое последующее устанавливают на глубине, при которой исключено снижение динамического уровня в насосно-компрессорных трубах ниже предшествующего клапана. Верхний газлифтный клапан всегда открыт для поступления попутного нефтяного газа из затрубного пространства. Последующие газлифтные клапаны имеют возможность их открытия при приближении к максимальной подаче электроцентробежного насоса при его минимальном напоре. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при механизированной добыче текучих сред из глубоких скважин с применением электроцентробежных насосов (ЭЦН) и газлифта в одной компоновке скважинного оборудования, особенно в условиях падающего давления и обводнения скважин.

Известен газлифтный способ добычи нефти, основанный на снижении плотности пластового флюида, при котором дополнительно через газлифтные клапаны, расположенные на определенной глубине, в лифтовые трубы подают рабочий газлифтный газ (см. Силаш А. П. Добыча и транспорт нефти и газа, т.1, с. 161 - 164).

К недостаткам этого способа при эксплуатации малодебитных обводненных нефтяных скважин относятся большой расход газлифтного газа и выпадение гидратов в месте установки верхних газлифтных клапанов и в фонтанной арматуре. Высокие эксплуатационные затраты делают работу таких скважин нерентабельной.

Также известен способ подъема жидкости при помощи установок глубинных электроцентробежных насосов (ЭЦН) (см. Шуров В. И. Технология и техника добычи нефти. - М., Недра, 1983, с. 418 - 421).

Недостаток этого способа заключается в невысокой эффективности при малом межремонтном периоде из-за недостаточного напора существующих ЭЦН. Вследствие этого насосы располагают на небольшой глубине до 2000-2200 м, при которой ЭЦН работает неустойчиво из-за малого подпора и выделения большого количества попутного газа из пластового флюида.

Известен способ одновременного использования газлифта и электропогружных насосов, выбранный нами в качестве прототипа (см. Ли Д. Ф., Винклер Г. У., Шнайдер Р. Е. Оборудование для механизированной добычи, Нефтегазовые технологии 5, 1999 г., с. 38). В нижней части компоновки располагают ЭЦН с пакером, разобщающим призабойную зону пласта от вышележащей части скважины. Над пакером установлены три газлифтных клапана для подачи рабочего газлифтного газа в лифтовые трубы.

Недостаток прототипа заключается в том, что попутный газ скапливается в затрубном пространстве под пакером, снижает динамический уровень, прорывается к приему насоса и останавливает его работу. Таким образом, газ, обладая потенциальной энергией, не совершает работы по подъему жидкости, а наоборот, ведет к срыву подачи.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа путем снижения энергетических затрат на подъем жидкости за счет совершения полезной работы попутным нефтяным газом.

Технический результат достигается тем, что в способе эксплуатации скважин, включающем в одной компоновке скважинного оборудования электроцентробежный погружной насос и газлифт c газлифтными клапанами, установленными на расчетных глубинах, согласно изобретению для инжектирования газа используют, как минимум, два газлифтных клапана, верхний из которых устанавливают на глубине, соответствующей максимальному напору электроцентробежного погружного насоса, а каждое последующее - на глубинах, при которых исключают снижение динамического уровня в насосно-компрессорных трубах ниже предшествующего газлифтного клапана, при этом верхний газлифтный клапан всегда открыт для поступления попутного нефтяного газа из затрубного пространства, а последующие газлифтные клапаны имеют возможность их открытия при приближении к максимальной подаче электроцентробежного насоса при его минимальном напоре.

Тем самым обеспечивают рациональное использование попутного нефтяного газа со стабильным выносом жидкости на поверхность.

Изобретение поясняется чертежами, где изображены на фиг. 1 - компоновка скважинного оборудования "ЭЦН-газлифт", где 1 - ЭЦН; 2 - интервал перфорации; 3 - уровень жидкости в затрубном пространстве; 4 - пластовый флюид; 5 - насосно-компрессорные трубы (НКТ); 6 - уровень жидкости в НКТ; 7 - устье скважины;
8 - попутный нефтяной газ;
9 - затрубное пространство;
10 - газлифтный клапан;
11 - газлифтный клапан.

на фиг. 2 - эпюра градиентов давлений совместной работы компоновки скважинного оборудования "ЭЦН-газлифт",
где
1 - линия градиента давления при максимальном напоре ЭЦН;
2 - линия градиента давления при работе скважины через второй газлифтный клапан;
3 - линия градиента давления при минимальном напоре ЭЦН;
4 - глубина подъема пластового флюида при максимальном напоре ЭЦН;
5 - глубина подъема пластового флюида при минимальном напоре ЭЦН;
6 - давление попутного нефтяного газа в затрубном пространстве;
7 - точка ввода попутного нефтяного газа на глубине верхнего газлифтного клапана;
8 - место установки верхнего газлифтного клапана на оси глубин Н;
9 - место установки нижнего газлифтного клапана на оси глубин Н,
10 - точка ввода попутного нефтяного газа на глубине нижнего газлифтного клапана;
11 - место установки второго газлифтного клапана с поправкой на глубину. Осуществляют способ следующим образом:
В открытой компоновке (фиг. 1) у башмака лифтовой колонны размещают ЭЦН 1 так, чтобы прием насоса находился ниже интервала перфорации 2 под уровнем жидкости 3. Жидкость между приемом ЭЦН 1 и интервалом перфорации выполняет роль дополнительного газового сепаратора. С помощью специального патрубка (на фиг. 1 не показан) поток пластового флюида перед тем, как оказаться на приеме ЭЦН 1, охлаждает погружной электродвигатель. При этом пластовый флюид 4 дополнительно подогревается и после прохождения ЭЦН 1 поднимается вверх по НКТ 5. В зависимости от мощности ЭЦН 1, пластовых и скважинных условий, гидравлических сопротивлений уровень жидкости 6 в насосно-компрессорных трубах (НКТ) 5 не достигнет устья скважины 7 и окажется от него на некотором расстоянии. В этом интервале глубин работу по подъему жидкости продолжит газлифт. Рабочим агентом для него является попутный нефтяной газ 8 под давлением в затрубном пространстве 9, выделившийся из пластового флюида 4.

Для поступления попутного нефтяного газа 8 из затрубного пространства 9 в НКТ 5 используют, например, газлифтные клапаны 10 и 11, управляемые перепадом давлений между затрубным пространством 9 и НКТ 5, и оборудованные обратными клапанами. Для предлагаемой комбинированной компоновки это означает, что ввод попутного нефтяного 8 газа в НКТ 5 возможен с глубины, где давление в затрубном пространстве 9 превышает давление жидкости в НКТ 5.

ЭЦН 1 работает в пределах оптимального режима, при котором граничным значениям дебитов соответствуют определенные величины напоров. Поэтому и подача попутного нефтяного газа должна производиться так, чтобы охватить конкретный расчетный интервал глубин, определяемый максимальным и минимальным напором для заданного типоразмера ЭЦН 1. Рациональным представляется установка не менее двух газлифтных клапанов 10 и 11. При этом верхний клапан 10 следует всегда иметь открытым для подачи газа, а открытие нижних 11 необходимо только в случае увеличения и приближения к максимальной подаче пластового флюида ЭЦН 1 при минимальном напоре.

На фиг. 2 показана эпюра градиентов давлений совместной работы "ЭЦН-газлифт".

Предварительно рассчитав глубину установки и выбрав типоразмер ЭЦН, строят эпюру давлений в координатах давление (Р) - глубина (Я). На оси давлений, приведенных к глубине установки насоса, откладывают величину максимального напора (рншх), и минимального напора (рн min), развиваемых насосом, с поправкой (уменьшением) на устьевое давление (рв). Из полученных точек проводят линии градиентов давлений 1 и 2, соответствующие заданной плотности пластового флюида. На вертикальной оси Н точки пересечения 4 и 5 с линиями 1 и 3 определяют глубину подъема флюида при работе ЭЦН на двух экстремальных режимах. Отметив на горизонтальной линии устьевых давлений точку 6, соответствующую давлению попутного нефтяного газа в затрубном пространстве, проводя через нее градиентную кривую газа до пересечения с линиями градиентов давлений 1 и 3 получают точки 7 и 10, соответствующие глубине ввода попутного нефтяного газа через газлифтный клапан. Из точек 7 и 10 проводят горизонтали до пересечения с осью глубин Н и отмечают точки 8 и 9.

Для верхнего газлифтного клапана, по условию превышения давления в затрубном пространстве над давлением в НКТ, его установка для максимального напора насоса возможна в интервале глубин от точки 4 до точки 8. При минимальном напоре насоса глубина установки второго клапана определяется интервалом от точки 5 до точки 9. Между точками 5 и 8 образуется интервал, в котором верхний газлифтный клапан окажется над уровнем жидкости в НКТ, что приведет к срыву подачи жидкости и неэффективной продувке через него рабочего попутного нефтяного газа. Для предупреждения этого второй газлифтный клапан следует устанавливать выше глубины, определяемой т. 9. Поправка на глубину определяется расстоянием, равным интервалу между точками 5 и 8 с запасом 50-70 м (т. 11). Пунктирная линия 2 иллюстрирует работу скважины через второй клапан. В случае, когда точка 5 находится выше точки 8, нижний газлифтный клапан располагается на глубине, определяемой точкой 8.

Эксплуатация скважины начинается с вытеснения жидкости глушения газом высокого давления, искусственно подаваемого в затрубное пространство от стороннего источника. По достижении уровня жидкости верхнего газлифтного клапана в работу включается ЭЦН. Одновременно дополнительная подача газа в затрубное пространство прекращается. За счет откачки жидкости глушения ЭЦН и работы газлифта уровень жидкости продолжает снижаться, чем обеспечиваются условия притока пластового флюида. Выделившийся из него попутный нефтяной газ поступает в затрубное пространство, стабилизирует в нем давление, которое с помощью известных операций и оборудования устанавливается и поддерживается на уровне необходимого рабочего давления газлифта.

Уровень жидкости в затрубном пространстве в общем случае снижается под нижний газлифтный клапан. Последний находится в закрытом положении при превышении давления в НКТ над давлением попутного нефтяного газа на глубине установки нижнего клапана. В противном случае последний открыт и попутный нефтяной газ подается в НКТ через него. Устойчивое положение уровня жидкости в затрубном пространстве, определяемое с помощью эхолота, свидетельствует о стабильной работе скважины.

С применением данного метода были рассчитаны компоновки и режимные параметры работы нефтяных скважин 20493 и 6291 Уренгойского месторождения. Технико-экономический эффект от экономии газлифтного газа оценивается в размере 407 тыс. руб. в год при стоимости 150 руб. одной тысячи кубических метров и потребности на скважину объема в 7,4 тыс. кубических метров в сутки.

Формула изобретения

Способ эксплуатации скважин, включающий в одной компоновке скважинного оборудования электроцентробежного погружного насоса и газлифта c газлифтными клапанами, установленными на расчетных глубинах, отличающийся тем, что для инжектирования газа используют, как минимум, два газлифтных клапана, верхний из которых устанавливают на глубине, соответствующей максимальному напору электроцентробежного погружного насоса, а каждое последующее - на глубинах, при которых исключают снижение динамического уровня в насосно-компрессорных трубах ниже предшествующего газлифтного клапана, при этом верхний газлифтный клапан всегда открыт для поступления попутного нефтяного газа из затрубного пространства, а последующие газлифтные клапаны имеют возможность их открытия при приближении к максимальной подаче электроцентробежного насоса при его минимальном напоре.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2