Устройство для удаления жидкости из газовой скважины

 

Изобретение относится к устройствам для удаления жидкости и может быть использовано в газонефтедобывающей промышленности при эксплуатации обводняющихся скважин. Обеспечивает расширение технических возможностей. Сущность изобретения: устройство содержит концентрично расположенные перфорированные по длине колонны эксплуатационные и подъемные трубы и диспергаторы. Согласно изобретению колонна подъемных труб выполнена телескопической. Она состоит из верхней, средней и нижней лифтовых труб. Нижняя лифтовая труба входит в среднюю, а средняя - в верхнюю лифтовую трубу на 1-2 м. В верхней части верхней лифтовой трубы находится перепускная муфта, при помощи которой устройство жестко закреплено к колонне насосно-компрессорных труб. Внутри колонны подъемных труб расположена внутренняя труба, выступающая за башмак нижней лифтовой трубы. В нижних частях перепускной муфты, верхней и средней лифтовых труб имеются разделительные элементы для изоляции друг от друга продуктивных пропластков. Нижняя лифтовая труба заканчивается диспергатором, расположенном на ее башмаке. Суммарная площадь перфорационных отверстий средней и нижней лифтовых труб равна суммарной площади перфорационных отверстий эксплуатационной колонны. Выше перфорационных отверстий верхней и средней лифтовых труб расположены центраторы. 1 ил.

Изобретение относится к устройствам для удаления жидкости и может быть использовано в газонефтедобывающей промышленности при эксплуатации обводняющихся скважин. Наибольшее применение найдет на месторождениях с аномально низким пластовым давлением (АНПД), имеющих большую мощность залежей, и при эксплуатации многопластовых залежей с различным пластовым давлением.

Одной из основных задач разработки газовых и газоконденсатных месторождений является выбор такого режима эксплуатации скважин, при котором обеспечивается бесперебойная их работа в течение если не всего, то длительного периода разработки залежи с максимальным извлечением запасов газа и газоконденсата при минимальных затратах.

Одним из важных факторов, влияющих на технологический режим и производительность газовых и газоконденсатных скважин, является правильный выбор диаметра всей колонны подъемных труб, ее конструкции и места установки башмака на забое.

В практике эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в зависимости от решаемых технологических задач существует множество вариантов установки башмака НКТ в эксплуатационной колонне. На деле чаще всего встречаются в основном три варианта спуска колонны фонтанных труб:

- башмак фонтанных труб находится на уровне кровли продуктивного пласта, а иногда и выше;

- фонтанные трубы спущены до середины интервала перфорации;

- башмак фонтанных труб находится в непосредственной близости от нижнего отверстия интервала перфорации.

Наиболее рациональным и эффективным является третий вариант, обеспечивающий длительное время вынос жидкости из забоя скважины при существующих рабочих дебитах и предотвращающий преждевременное обводнение нижней части пласта конденсационными и языковыми водами и образование песчаных пробок.

Однако по мере выработки месторождения, снижения пластового давления и соответственно дебитов газа актуальной проблемой становится конструкция низа подъемных труб, которая, с одной стороны, должна поддерживать проектную добычу газа и, с другой стороны, обеспечить вынос жидкости с забоя скважины, предотвратить обводнение нижних пропластков и разрушение коллектора.

Известно устройство для удаления жидкости (А.с. №1002531, опубл. 07.03.83 г.) из газовых скважин, содержащее перфорационную обсадную эксплуатационную колонну, подъемную колонну и диспергаторы, установленные последовательно по ее длине и выполненные в виде замкнутых объемов, образованных конусными манжетами и установленными между эксплуатационной и подъемной колоннами, а в подъемной колонне выполнены отверстия, суммарная площадь которых меньше суммарной площади перфорационных отверстий эксплуатационной колонны. При этом конусные манжеты выполнены из упругого материала, а диспергаторы установлены в интервале продуктивного пласта.

Недостатками этого устройства являются:

- затруднения при освоении пласта, а при большой мощности и низких значениях пластового давления (АНПД) невозможность освоения;

- отсутствие возможности регулирования скорости восходящего газожидкостного потока в подъемных (лифтовых) трубах в различных интервалах перфорированной части пласта;

- невозможность постоянной дозированной подачи ПАВ; это приводит к их неоправданному перерасходу, так как основная его масса выносится сразу после пуска скважины.

Остановка скважины для прокачки ПАВ и выдержки его на забое приводит к сокращению добычи газа и газоконденсата.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по техническому решению является устройство для удаления жидкости из газовой скважины (А.с. №1550101, опубл. 15.03.90 г.), содержащее концентрично расположенные перфорированные по длине колонны эксплуатационных и подъемных труб и установленные последовательно между собой колоннами эксплуатационных и подъемных труб диспергаторы в виде замкнутых объемов, боковая поверхность которых имеет форму конусообразной манжеты, каждая из которых имеет перфорационную зону. Перфорационная зона размещена на одной из половин каждой конусообразной манжеты, причем перфорационная зона каждой из последующих конусообразных манжет расположена со смещением относительно одна другой, а смещение перфорационной зоны каждой из последующих конусообразных манжет выполнено по спиральной образующей к оси колонны подъемных труб, при этом перфорационная зона каждой из конусообразных манжет размещена в средней части ее.

К недостаткам этого устройства относятся:

- отсутствие возможности регулирования скорости восходящего газожидкостного потока как в интервале продуктивных пропластков, так и выше до устья скважины; это обусловлено тем, что диаметр подъемных (лифтовых) труб НКТ и полезная рабочая площадь сечения в кольцевом пространстве остаются неизмененными в интервале залегания многопластовой залежи.

При дебитах газа, не обеспечивающих вынос жидкости, это приведет к скоплению жидкости в зумпфе и нижней части нижнего пропласта с последующим его обводнением и разрушением песчанистого каркаса, то есть к образованию песчаной пробки и прихвату хвостовика подвески, иначе говоря к аварийной ситуации, на ликвидацию которой потребуются значительные затраты средств и времени, не считая убытков от простоя скважины;

- наличие свободной газодинамической связи (сообщения) между пропластками по кольцевому пространству через перфорационные отверстия в конусообразных манжетах; это не позволит создать необходимый расход и соответственно необходимую скорость газожидкостного потока на башмаке колонны подъемных (лифтовых) труб, что также приведет к скоплению жидкости (воды и конденсата) и песка в нижнем пропласте и прихвату низа колонны НКТ.

Помимо этого, наличие свободной газодинамической связи делает невозможным совместную эксплуатацию нескольких пластов или пропластков с различным пластовым давлением, влагосодержанием и тем более удаленных друг от друга на некоторое расстояние (до 50-150 м и более) по вертикали;

- затруднения при освоении многопластовой залежи, а при большой мощности и низких значениях пластового давления (АНПД) невозможность освоения; это обусловлено тем, что конструкция устройства позволяет осуществлять циркуляцию технической жидкости и жидкости (реагента) освоения по подъемных (лифтовым) трубам и кольцевому пространству только до отверстий напротив верхнего пропластка, оставляя остальные нижние пропластки под давлением жидкости глушения;

- невозможность постоянной дозированной подачи поверхностно-активных веществ (ПАВ); это приводит к неоправданному перерасходу ПАВ, так как основная их масса выносится на поверхность сразу после пуска скважины.

Остановка скважины для прокачки ПАВ и выдержки их на забое приводит к сокращению добычи газа, газоконденсата и нарушает технологический режим эксплуатации промысла.

Технический результатом предлагаемого изобретения является расширение технических возможностей устройства за счет отработки одновременно нескольких пластов или пропластков с различным пластовым давлением или пласта большой мощности при постоянной дозированной подаче поверхностно активных веществ.

Технический результат достигается тем, что в устройстве, содержащем концентрично расположенные перфорированные по длине колонны эксплуатационных и подъемных (лифтовых) труб и диспергаторы, колонна подъемных (лифтовых) труб выполнена телескопической, состоящей из верхней, средней и нижней лифтовых труб, при этом нижняя лифтовая труба входит в среднюю, а средняя - в верхнюю лифтовую трубу на 1-2 м, в верхней части верхней лифтовой трубы находится перепускная муфта, при помощи которой устройство жестко крепится к колонне насосно-компрессорных труб. Внутри колонны подъемных (лифтовых) труб расположена внутренняя труба, выступающая за башмак нижней лифтовой трубы. В нижних частях перепускной муфты, верхней и средней лифтовых труб имеются разделительные элементы, а нижняя лифтовая труба заканчивается диспергатором, расположенном на ее башмаке, суммарная площадь перфорационных отверстий средней и нижней лифтовых труб равна суммарной площади перфорационных отверстий эксплуатационной колонны. Выше перфорационных отверстий верхней и средней лифтовых труб расположены центраторы.

На чертеже схематично изображено устройство для удаления жидкости из газовой скважины.

Устройство содержит эксплуатационную колонну труб 1, внутри которой расположена телескопическая колонна подъемных лифтовых труб, состоящая из верхней лифтовой трубы 2, средней лифтовой трубы 3 и нижней лифтовой трубы 4, при этом нижняя лифтовая труба 4 входит в среднюю лифтовую трубу 3, а средняя лифтовая труба 3 входит в верхнюю лифтовую трубу 2 на 1-2 м. В верхней части лифтовой трубы 2 находится перепускная муфта 5, при помощи которой устройство жестко крепится к колонне насосно-компрессорных труб. Внутри колонны подъемных лифтовых труб расположена внутренняя труба 6, выступающая за башмак нижней лифтовой трубы 4. В нижних частях перепускной муфты 5, верхней лифтовой трубы 2 и средней лифтовой трубы 3 имеются разделительные элементы 7, устанавливаемые напротив непроницаемых перемычек или против коллекторов с ухудшенной проницаемостью 8, а нижняя лифтовая труба 4 заканчивается диспергатором 9, расположенным на ее башмаке. Эксплуатационная колонна 1 имеет перфорационные отверстия 10, расположенные напротив проницаемых пропластков 11, а в нижних частях верхней лифтовой трубы 2 и средней лифтовой трубы 3 имеются перфорационные отверстия 12, выше которых расположены центраторы 13, при этом суммарная площадь перфорационных отверстий 12, расположенных в верхней 2 и средней 3 лифтовых трубах, равна суммарной площади перфорационных отверстий 10 в эксплуатационной колонне 1. Зумпф скважины ограничен цементным мостом 14.

Наличие перепускной муфты 5 обеспечивает свободные сообщения между колонной лифтовых труб и межтрубным пространством. Внутренняя труба 6 обеспечивает качественное освоение скважины с продувкой забоя ниже нижних отверстий 10, расположенных против нижнего пропластка 11, и служит для дозированной подачи с устья поверхностно-активного вещества (ПАВ) и ингибитора гидратообразования (например, метанола). Разделительные элементы 7 служат для изоляции друг от друга продуктивных пропластков, имеющих, как правило, различное по вертикальной мощности залежи как количественное (от сухого газа до большого водного фактора до 100 см³/м³ и более), так и качественное влагосодержание, например, газоконденсат, конденсационная вода, пластовая вода и др., и имеющих различные величины пластового давления и дебита газа.

В зависимости от разницы в пластовом давлении между пропластками в качестве разделительных элементов могут быть использованы известные устройства - съемные пакеры, набухающие элементы, эластичные манжеты и др. Разделительные элементы 7 устанавливаются напротив непроницаемых перемычек (пропластков), имеющихся в разрезе залежи (например, глин, аргиллитов, ангидритов или против коллекторов с ухудшенной проницаемостью, всегда присутствующих в разрезе, например заглинизированных песчанников или мергелей). Для избежания неоправданных газодинамических потерь, имеющих место при использовании известных технических решений, суммарная площадь перфорационных отверстий 12 в верхней 2 и средней 3 лифтовых трубах выполняется равной суммарной площади перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне.

Колонна подъемных лифтовых труб выполнена телескопической, где нижняя лифтовая труба 4 входит в среднюю лифтовую трубу 3, а средняя лифтовая труба 3 входит в верхнюю лифтовую трубу 2, образуя таким образом простейшее инжекторное и эжекторное устройство. Центраторы 13 помимо центровки концов лифтовых труб 3 и 4 (в данном случае струи сопла) играют еще роль диспергаторов, что резко повышает процесс перемешивания сред и потоков, образуя стабильную равномерную пенную систему, способствующую выносу из скважины на поверхность жидкой фазы (конденсат, вода) и твердых мехпримесей (песок и пр.). Установка диспергатора 9 на нижней лифтовой трубе 4 служит для образования стабильной пенной системы уже на первом этаже подъема. Башмак лифтовой трубы 4 опускают ниже нижних перфорационных отверстий 10 эксплуатационной колонны 1, так как в данном случае конструкция низа телескопической колонны лифтовых труб позволяет избежать попадание жидкости (конденсата, воды) в нижнюю часть нижнего продуктивного пропластка и предотвратить его преждевременное обводнение и разрушение каркаса коллектора. А это позволит избежать (или, по крайне мере, отдалить на длительное время) образование, например, песчаных пробок.

Устройство работает следующим образом.

В продуктивном разрезе скважины по результатам промысловых геофизических исследований выделяются продуктивные проницаемые пропластки (пластки) и полу- или непроницаемые для газа, нефти, воды прослои-перемычки. Методом дебитометрии скважин или другими существующими способами определяют текущий дебит газа, газоконденсата и жидкостный фактор каждого дающего продукцию пропластка. Затем на устье уже по известным размерам собирают колонну телескопических лифтовых труб с таким расчетом, чтобы разделительные элементы 7 располагались напротив непроницаемых перемычек 8. Полезную площадь движения газожидкостного потока колонны телескопических лифтовых труб определяют для каждой лифтовой трубы верхней 2, средней 3 и нижней 4 по известным расчетным формулам из условия создания в них скорости потока, обеспечивающего вынос жидкости (не менее 4,0 м/сек) или песчано-жидкостной смеси (не менее 5-10 м/сек). Затем колонну лифтовых труб спускают в скважину и устанавливают в заданных интервалах. При необходимости производят запакеровку разделительных элементов 7 и осваивают скважину известными способами с последующей продувкой забоя инертным газом или природным газом от скважины-соседки ниже нижних отверстий 10, расположенных напротив нижнего пропластка. После отработки скважины на факел до полной очистки скважины от жидкости глушения (бурового раствора) в нее начинают дозированную подачу ПАВ с ингибитором гидратообразования (например, с метанолом) и переключают для работы в промысловый коллектор. Удельную подачу ПАВ предварительно подбирают по результатам лабораторных экспериментов, зависящих от их вспенивающей способности и расчетного количества жидкости (конденсата и воды), поступающего из пластов. Более точно, потребное количество ПАВ определяется уже при эксплуатации скважины, при выходе ее на стабильный режим работы, который контролируется давлением на устье, температурой потока и ее дебитом.

Колонна телескопических лифтовых труб 2, 3, 4 собирается таким образом, что нижняя лифтовая труба 4 входит в среднюю лифтовую трубу 3, а средняя - в верхнюю лифтовую трубу на 1-2 м. При расстоянии менее 1 м не удается создать суммарную площадь перфорационных отверстий 12 в лифтовых трубах, равную суммарной площади перфорационных отверстий 10 в эксплуатационной колонне 1, что приведет к дополнительным потерям давления газожидкостного потока и необходимости установить дополнительные центраторы и, таким образом, получить процесс эжектирования и инжектирования.

Увеличение расстояния более 2 м нецелесообразно, так как это также приведет к увеличению потерь давления напора газожидкостного потока (или газа) и потребует установки дополнительных центраторов.

Расположение лифтовых труб труба в трубе образует простейшее эжекторное-инжекторное устройство двойного действия, способствующее более эффективному диспергированию газожидкостного потока, поступающего из различных пропластков, и более эффективному использованию кинетической энергии природного газа для выноса жидкости из скважины, особенно при наличии разницы в пластовом давлении в пластах. Это обусловлено тем, что газ из пласта с большим давлением, проходя через узел эжектора, будет увлекать и дожимать газожидкостной поток из пласта с пониженным давлением. Вследствие этого такое устройство позволит более рационально использовать пластовую энергию и равномерно отработать все пропластки, что позволит увеличить коэффициент газоотдачи залежи.

Использование предлагаемого устройства дает следующие преимущества:

- дает возможность качественного освоения многопластовой залежи даже при большой мощности пласта и наличия АНПД;

- обеспечить вынос жидкости (конденсата, воды) из любого пропластка путем регулирования скорости газового потока в его лифтовой секции;

- позволяет обеспечить стабильную безаварийную работу скважины при совместной эксплуатации нескольких пластов или пропластков с различным пластовым давлением, влагосодержанием и удаленных друг от друга на приличное расстояние по вертикали;

- позволяет вести постоянную дозировочную подачу ПАВ без остановки скважины, что сокращает их расход и предотвращает вынужденное сокращение добычи газа и газоконденсата, неизбежное при использовании прототипа.

Экономический эффект от использования предлагаемого устройства на одной скважине составит от 350 до 650 тыс. рублей в год.

Формула изобретения

Устройство для удаления жидкости из газовой скважины, содержащее концентрично расположенные перфорированные по длине колонны эксплуатационных и подъемных труб и диспергаторы, отличающееся тем, что колонна подъемных труб выполнена телескопической, состоящей из верхней, средней и нижней лифтовых труб, при этом нижняя лифтовая труба входит в среднюю, а средняя в верхнюю лифтовую трубу на 1-2 м, в верхней части верхней лифтовой трубы находится перепускная муфта, при помощи которой устройство жестко прикреплено к колонне насосно-компрессорных труб, внутри колонны подъемных труб расположена внутренняя труба, выступающая за башмак нижней лифтовой трубы, в нижних частях перепускной муфты, верхней и средней лифтовых труб имеются разделительные элементы для изоляции друг от друга продуктивных пропластков, а нижняя лифтовая труба заканчивается диспергатором, расположенным на ее башмаке, суммарная площадь перфорационных отверстий средней и нижней лифтовых труб равна суммарной площади перфорационных отверстий эксплуатационной колонны, а выше перфорационных отверстий верхней и средней лифтовых труб расположены центраторы.

РИСУНКИРисунок 1