Способ газлифтной эксплуатации скважины-непрерывно-дискретный газлифт и установка для его осуществления
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке месторождений с применением газлифтных способов эксплуатации скважин. Обеспечивает стабилизацию забойного давления скважины независимо от режима работы газлифтного подъемника, непрерывного или периодического. Сущность изобретения: способ заключается в накоплении жидкости и газа в скважине и выбросе столба жидкости газом при снижении динамического уровня жидкости в кольцевом пространстве скважины и падении величины забойного давления до заданного минимального предела. Перекрывают поток газожидкостной смеси и газа в колонне подъемных труб на глубине установки рабочего газлифтного клапана. Осуществляют циклический перепуск накапливающейся в скважине жидкости из хвостовика в верхнюю часть колонны подъемных труб. В момент накопления столба жидкости в колонне подъемных труб заданной высоты осуществляют подачу рабочего агента в нижнюю часть внутренней полости колонны подъемных труб. Устройство содержит устьевое и скважинное оборудование, включающее колонну подъемных труб с хвостовиком, скважинные камеры, пусковые газлифтные клапаны и рабочий клапан для периодической подачи газа в колонну подъемных труб. Кроме того, установка снабжена дополнительной скважинной камерой, в которой установлено устройство циклического ввода газожидкостной смеси в колонну подъемных труб. Оно содержит подвижное сопло, установленное в дополнительной скважинной камере для сообщения его входа с каналом связи с кольцевым пространством скважины и подпружиненный плунжер с запорным наконечником. Внутри него размещен дифференциальный механизм управления. Он включает последовательно установленные по направлению от запорного наконечника регулировочную гайку и пружину, взаимодействующую с запорным штоком. Регулировочная гайка, пружина и запорный шток установлены в подпружиненном плунжере с возможностью перемещения вдоль его оси и взаимодействия запорного штока с подвижным соплом и кольцевым выступом-седлом на внутренней поверхности плунжера. Этот плунжер установлен с возможностью перемещения вдоль дополнительной скважинной камеры для взаимодействия запорного наконечника с кольцевым выступом-седлом дополнительной скважинной камеры. 2 н. п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке месторождений с применением газлифтных способов эксплуатации скважин.
Подъем жидкости из нефтяных скважин при газлифте осуществляется посредством использования энергии закачиваемого в них газа или газа, поступающего из пласта. При непрерывном газлифте поступление газа в кольцевое пространство и подъем жидкости по трубам на устье скважины происходит непрерывно, при периодическом газ поступает в кольцевое пространство постоянно или периодически, а жидкость на устье скважины подается после накопления ее периодическим выбросом.
Известно большое разнообразие газлифтных систем, а также различное скважинное оборудование установок непрерывного и периодического газлифта. (Gas Lift Product Catalog. Copyright Camco, Inc., 1987). Основными величинами, определяющими эффективность работы газлифтных установок, являются дебит жидкости, рабочее давление и удельный расход газа, которые в свою очередь зависят от конструкции и условий работы подъемника, глубины ввода газа в колонну подъемных труб, их диаметра, относительного погружения подъемника под динамический уровень жидкости и т.д. Причем из всех перечисленных факторов наиболее важным является величина относительного погружения колонны подъемных труб под динамический уровень жидкости, что в свою очередь обуславливает величину давления сжатого газа, под которым он поступает в колонну подъемных труб, и, следовательно, величину энергии, которой располагает газ для подъема жидкости и преодоления различных сопротивлений.
Известна схема однорядного лифта системы Саундерса, признанная на практике наиболее совершенной, на ее основе разработано большинство современных газлифтных установок для добычи нефти, например стандартная газлифтная установка типа Л, включающая устьевое и скважинное оборудование, состоящее из газлифтных клапанов, установленных в скважинных камерах на колонне подъемных труб выше динамического уровня жидкости в кольцевом пространстве скважины, и пакера с приемным клапаном, устанавливаемых на хвостовике. В некоторых случаях пакер не устанавливают и его функции выполняет жидкость, находящаяся в кольцевом пространстве между хвостовиком и эксплуатационной колонной. (Зайцев Ю.В. и др. Справочное пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин. - М.: Недра 1984 г., с.29...32).
Недостатком данной схемы газлифта, как и большинства других, является то, что уменьшение величины относительного погружения колонны подъемных труб, например, вследствие падения пластового давления и снижения приведенного динамического уровня жидкости, ведет к ухудшению всех технико-экономических показателей работы скважины независимо от типа применяемого скважинного газлифтного оборудования. Улучшение работы установки может быть достигнуто при искусственном увеличении относительного погружения, т.е. путем перевода скважины на периодический режим работы. При некоторой депрессии на пласт осуществляют периодические выбросы накопленных столбов жидкости в подъемных трубах. В то же время, вследствие искусственного увеличения относительного погружения колонны труб за счет накопления больших столбов жидкости ухудшаются условия притока из пласта, что в свою очередь приводит к уменьшению дебита скважины и дестабилизации забойного давления.
Точно характеризовать границы областей применения непрерывного или периодического газлифта затруднительно, между минимальными дебитами при непрерывном газлифте и максимальными дебитами при периодическом газлифте имеется существенное перекрытие. В этом случае выбор способа обычно определяется либо анализом местных условий, либо предпочтением, оказываемым оператором тому или иному способу.
Кроме того, несмотря на многочисленные преимущества и универсальность, с точки зрения технологии, использование газлифтного способа или, точнее, совокупности газлифтных способов, ограничено необходимостью применения дорогостоящих средств в обустройстве месторождения для соответствующей подготовки и наземного регулирования рабочего агента (газа).
Известен способ газлифтной добычи нефти с автоматическим регулированием добывных возможностей скважин, включающий размещение на колонне насосно-компрессорных труб ниппель-воронки, скважинных камер с клапанами и регуляторов давления как нефтяной, так и в газоотдающей скважинах, при этом ниппель-воронку в колонне насосно-коспрессорных труб газоотдающей скважины оборудуют регулятором давления газа, поддерживающим постоянное давление после себя в ней и по всей системе подачи газа, которую выполняют с равнопроходными диаметрами до точки ввода газа в нефтяную скважину. Рабочий газлифтный клапан настраивают таким образом, что он открывается и перепускает через себя газ только при достижении заданного давления столба жидкости в точке его установки, но меньшем, чем давление газа в той же точке кольцевого пространства скважины (RU 2000110459, 2002).
Недостатки этого способа такие же, как и у вышеописанных. Кроме того, технически осуществить установку регуляторов давления в нефтедобывающей скважине достаточно трудно.
Задачей предлагаемого изобретения является создание способа и устройства, повышающего эффективность подъема жидкости из скважины и упрощающего технологию наземного распределения рабочего агента за счет раздельного регулирования ввода потоков газожидкостной смеси и газа в колонне лифтовых труб.
Технический результат от использования изобретения - стабилизация забойного давления скважины независимо от режима работы газлифтного подъемника, непрерывного или периодического.
Сущность изобретения заключается в достижении упомянутого технического результата в способе газлифтной эксплуатации скважины, в котором осуществляют накопление жидкости и газа в скважине и выбросе столба жидкости газом, причем при снижении динамического уровня жидкости в кольцевом пространстве скважины и падении величины забойного давления до заданного минимального предела перекрывают поток газожидкостной смеси и газа в колонне подъемных труб на глубине установки рабочего газлифтного клапана, осуществляют циклический перепуск накапливающейся в скважине жидкости из хвостовика в верхнюю часть колонны подъемных труб и в момент накопления столба жидкости в колонне подъемных труб заданной высоты, осуществляют подачу рабочего агента в нижнюю часть внутренней полости колонны подъемных труб, при этом циклический перепуск накапливающейся в скважине жидкости осуществляют в пределах минимального и максимального перепада давлений между давлением газа в кольцевом пространстве скважины и давлением газожидкостной смеси в верхней части хвостовика, а подачу газа в колонну подъемных труб осуществляют по нижнему пределу заданного перепада давлений между давлением газа в кольцевом пространстве скважины и гидростатическим давлением столба жидкости в колонне подъемных труб.
Тот же технический результат достигается в установке для газлифтной эксплуатации скважины, содержащей устьевое и скважинное оборудование, включающее колонну подъемных труб с хвостовиком, скважинные камеры, пусковые газлифтные клапаны и рабочий клапан для периодической подачи газа в колонну подъемных труб, которая снабжена дополнительной скважинной камерой, в которой установлено устройство циклического ввода газожидкостной смеси в колонну подъемных труб, содержащее подвижное сопло, установленное в дополнительной скважинной камере для сообщения его входа с каналом связи с кольцевым пространством скважины, и подпружиненный плунжер с запорным наконечником, внутри которого размещен дифференциальный механизм управления, включающий последовательно установленные по направлению от запорного наконечника регулировочную гайку и пружину, взаимодействующую с запорным штоком, при этом регулировочная гайка, пружина и запорный шток установлены в подпружиненном плунжере с возможностью перемещения вдоль его оси и взаимодействия запорного штока с подвижным соплом и кольцевым выступом-седлом на внутренней поверхности плунжера, который установлен с возможностью перемещения вдоль дополнительной скважинной камеры для взаимодействия запорного наконечника с кольцевым выступом-седлом дополнительной скважинной камеры.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 изображена схема газлифтной установки; на фиг.2 - схема устройства циклического ввода газожидкостной смеси в колонну подъемных труб из хвостовика; на фиг.3 - схема отдельного цикла работы установки (а, b, с, d, e, f - фазы работы установки).
Установка для осуществления способа (фиг.1) содержит устьевое оборудование 1, колонну подъемных труб 2, скважинные камеры 3 (на схеме условно показана одна камера), пусковые газлифтные клапаны 4, хвостовик насосно-компрессорных труб 5 и дополнительную скважинную камеру 6, установленную между колонной подъемных труб 2 и хвостовиком 5. В скважинной камере 6, кроме рабочего газлифтного клапана 7, дополнительно установлено устройство 8 циклического ввода газожидкостной смеси в колонну 2 подъемных труб.
Устройство 8 циклического ввода содержит подпружиненный пружиной 9 плунжер 10 с запорным наконечником 11, внутри которого размещен дифференциальный механизм управления, включающий регулировочную гайку 12 и пружину 13, взаимодействующую с запорным штоком 14. Регулировочная гайка, пружина и запорный шток установлены с возможностью перемещения вдоль оси плунжера и взаимодействия запорного штока 14 с кольцевым выступом-седлом 15 на внутренней поверхности плунжера. Кроме того, устройство циклического ввода содержит подвижное сопло 16, вход которого расположен в полости А, соединенной каналом связи с кольцевым пространством скважины. Нижней частью устройство циклического ввода посредством канала 17 в наконечнике 11 сообщается с внутренней полостью В хвостовика. Плунжер установлен с возможностью перемещения вдоль оси скважинной камеры и взаимодействия с кольцевым выступом-седлом 18 на внутренней поверхности скважинной камеры, а также запорного штока 14 с подвижным соплом 16.
Устройство может занимать два положения: а) “Закрыто”; b) “Открыто”, при котором стрелками показано направление движения газожидкостного потока.
Схема работы установки на примере эксплуатации скважины в режиме непрерывно-дискретного газлифтного фонтанирования с использованием собственного пластового газа (фиг.3).
Фаза 1 (фиг.3а). По окончании очередного цикла рабочий газлифтный клапан и устройство ввода газожидкостной смеси в колонну подъемных труб закрыты, в колонне подъемных труб над клапаном имеется остаточный столб жидкости, образуемый за счет хвостовых утечек выбрасываемого столба. Вследствие наличия некоторой депрессии из пласта в скважину поступает жидкость, которая накапливается в кольцевом пространстве скважины, уровень накапливаемой жидкости располагается ниже глубины установки рабочего газлифтного клапана. Попутный и выделяющийся из жидкости газ накапливается в верхнем отсеке кольцевого пространства скважины. Давление этого газа из полости А (фиг.2) передается через сопло 16 во внутреннюю полость С скважинной камеры и воздействует на запорный шток 14, прижимая его к выступу-седлу 15. С нижней стороны на запорный шток 14 действует усилие пружины 13 и посредством канала 17 в наконечнике 11 давление газожидкостной смеси из верхней части хвостовика В, которое всегда меньше, чем давление в кольцевом пространстве скважины. Перепад этих давлений (А-В=
р вх.=pзатр.-pтруб.вх.) уменьшается по мере роста давления в полости хвостовика В за счет притока жидкости из пласта. По мере накопления жидкости и подъема динамического уровня устройство ввода жидкости открывается за счет усилия пружины 13, которое может быть задано регулировочной гайкой 12 на стенде. При этом запорный шток 14 отходит от кольцевого выступа-седла 15, давление в полости С становится равным давлению в полости В, плунжер 10 под действием усилия пружины 9 перемещается в верхнее положение и запорный шток 14 вступает в контакт с подвижным соплом 16.
Фаза 2 (фиг.3b). Устройство ввода газожидкостной смеси открыто, накопленная в кольцевом пространстве жидкость свободно поступает в верхнюю часть колонны подъемных труб, при этом рабочий газлифтный клапан остается закрытым. Вследствие перетока жидкости динамический уровень h0 понижается, а перепад давлений на входе р вх. увеличивается и воздействует на сопло 16. Переток жидкости будет продолжаться до тех пор, пока перепад р вх. не достигнет значения, при котором осевое усилие сопла 16, направленное вниз за счет разницы давлений между полостями А и С, превысит усилие пружины 13 и не произойдет перемещение запорного штока 14 до кольцевого выступа-седла 15. При этом давление в полости С возрастет до давления в полости А, плунжер 10 переместится в крайнее нижнее положение и перекроет вход для жидкости. На момент закрытия динамический уровень жидкости понизится на величину h 0, а поступившая в верхнюю часть колонны подъемных труб порция увеличит столб жидкости над клапаном, при этом перепад давления на выходе р вых. уменьшится на некоторую величину.
Фаза 3 (фиг.3с). Перепад р вх. достиг заданного значения, затвор устройства ввода жидкости переместился в крайнее нижнее положение и перекрыл проход для жидкости. В следующий момент динамический уровень в кольцевом пространстве скважины h0 начнет повышаться, а перепад давлений р вх. соответственно уменьшаться, при этом устройство ввода жидкости снова откроется, как только перепад р вх. снова уменьшится на некоторую величину. Величина колебания р вх., пропорциональная величине колебания уровня жидкости h 0, задается изменением усилия пружины 13 посредством регулировочной гайки 12 и может быть заранее установлено в зависимости от конкретных геолого-технологических соображений.
Фаза 4 (фиг.3d). В данный момент происходит процесс перетока очередной порции жидкости из кольцевого пространства скважины в колонну подъемных труб, т.е. повторяется процедура по фазе 2. В момент закрытия жидкостного затвора динамический уровень жидкости снова понизится на величину h 0, поступившая в верхнюю часть колонны подъемных труб очередная порция снова увеличит столб жидкости над клапаном, а перепад давления р вых. еще раз уменьшится на соответствующее значение.
Фаза 5 (фиг.3е). В точности происходит повторение процедуры по фазе 3, т.е. накопление очередной порции жидкости в кольцевом пространстве скважины.
Число чередований фаз (2-3 или 4-5) в пределах одного цикла может варьировать в широких пределах в зависимости от величины притока жидкости из пласта и величины газового фактора.
Фаза 6 (фиг.3f). В момент перетока очередной накопленной порции жидкости из кольцевого пространства скважины в колонну подъемных труб открывается затвор газлифтного клапана и осуществляется подача газа в верхнюю часть колонны подъемных труб. Происходит это по накоплении определенного столба жидкости над клапаном и снижении перепада давлений между давлением в кольцевом пространстве скважины и давлением в колонне подъемных труб на выходе газлифтного клапана (р вых.=pзатр.-pтруб.вых.).
Подача газа в колонну подъемных труб осуществляется в момент прохода очередной порции жидкости, т.е. в тот момент, когда накапливаемый столб жидкости находится в движении. Этот элемент предлагаемого способа существенно влияет на один из важнейших показателей газлифта - снижение удельного расхода рабочего агента. Объясняется это тем, что на “страгивание” и “разгон” накапливаемого столба жидкости в известных ранее установках периодического газлифта затрачивается около 30% ресурса газа, необходимого для подъема жидкости на дневную поверхность.
Подача газа в колонну подъемных труб продолжается, поднимаемый столб жидкости постепенно газируется, давление в колонне подъемных труб на выходе рабочего газлифтного клапана понижается, что в свою очередь приводит к возрастанию перепада р вых. Величина р вых. также задается при тарировке на стенде и может быть установлена в необходимых пределах. При достижении р вых. заданного значения затвор газлифтного клапана закрывается, подача газа в колонну труб прекращается и газированный столб жидкости “разрежается” в выкидную линию. По окончании выброса жидкости цикл повторяется.
Таким образом, в предлагаемой газлифтной установке подача жидкости в верхнюю часть колонны подъемных труб осуществляется небольшими порциями в заданных пределах, выброс накопленных столбов жидкости газом происходит циклически, а частота циклов зависит от величины дебита скважины.
На устье скважины газожидкостной поток наблюдается как непрерывный, четко выраженной пробковой структурной формы, что послужило основанием для применения термина “непрерывно-дискретный газлифт”. Перепад давления на входе р вх. контролирует положение динамического уровня жидкости, а перепад давления на выходе р вых. определяет высоту накопления жидкости в колонне подъемных труб. При этом путем настройки параметров рабочего газлифтного клапана и устройства циклического ввода газожидкостной смеси в колонну подъемных труб, можно практически всегда обеспечить накопление больших (не менее 300 м) столбов жидкости, что автоматически приводит к улучшению всех основных показателей газлифтного способа добычи нефти. Кроме того, в случае недостаточного ресурса собственного газа, в кольцевое пространство скважины можно подавать газ от постороннего источника, причем в данном случае кондиция газа по показателям температуры и влажности никакого значения не имеет, так как регулирование осуществляется непосредственно в точке ввода газа в колонну подъемных труб. Максимальный технико-экономический эффект достигается в том случае, когда объединяют кольцевые пространства нескольких скважин, создавая тем самым единый комплекс, функционирующий как автономная система автоматического регулирования. Разработка и реализация обустройства по такой схеме требует минимальных затрат, а внедрение дает возможность реализовать на практике все преимущества предлагаемого газлифтного способа.
Преимущества технологии непрерывно-дискретного газлифта следующие:
- возможность эффективного применения бескомпрессорной газлифтной эксплуатации скважин без использования дорогостоящих средств подготовки рабочего агента (газа);
- возможность равноценно эффективного применения технологии для эксплуатации скважин любой категории дебитов жидкости;
- автоматическая установка режима работы газлифтного подъемника в зависимости от продуктивности (дебита) скважины;
- возможность автоматизации процесса рационального распределения ресурсов рабочего агента без применения дорогостоящих наземных средств регулирования.
Способ и устройство согласно изобретению могут успешно применятся как для добычи нефти, так и для удаления жидкости (конденсат+вода) с забоев газовых скважин.
В зависимости от геолого-технических требований эксплуатационного объекта установка непрерывно-дискретного газлифта может быть реализована в различных системах лифтов - в беспакерной системе или в системе с пакером.
Важной особенностью способа является широкий диапазон возможных подач, что позволяет его использовать для эксплуатации скважин как с низкими, так и высокими дебитами, а также скважин с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения.
Газоконденсатные и нефтяные скважины с высоким газовым фактором (более 200 м 3/м3) могут эксплуатироваться без постороннего источника рабочего агента на собственном пластовом газе. Скважины, продукция которых имеет газосодержание (либо попутный газ) более 500 м3/м3 могут быть использованы как “доноры” для других нефтяных скважин с незначительным газовым фактором.
Формула изобретения
1. Способ газлифтной эксплуатации скважины, заключающийся в накоплении жидкости и газа в скважине и выбросе столба жидкости газом, отличающийся тем, что при снижении динамического уровня жидкости в кольцевом пространстве скважины и падении величины забойного давления до заданного минимального предела перекрывают поток газожидкостной смеси и газа в колонне подъемных труб на глубине установки рабочего газлифтного клапана, осуществляют циклический перепуск накапливающейся в скважине жидкости из хвостовика в верхнюю часть колонны подъемных труб и в момент накопления столба жидкости в колонне подъемных труб заданной высоты осуществляют подачу рабочего агента в нижнюю часть внутренней полости колонны подъемных труб, причем циклический перепуск накапливающейся в скважине жидкости осуществляют в пределах минимального и максимального перепада давлений между давлением газа в кольцевом пространстве скважины и давлением газожидкостной смеси в верхней части хвостовика, а подачу газа в колонну подъемных труб осуществляют по нижнему пределу заданного перепада давлений между давлением газа в кольцевом пространстве скважины и гидростатическим давлением столба жидкости в колонне подъемных труб.
2. Установка для газлифтной эксплуатации скважины, содержащая устьевое и скважинное оборудование, включающее колонну подъемных труб с хвостовиком, скважинные камеры, пусковые газлифтные клапаны и рабочий клапан для периодической подачи газа в колонну подъемных труб, отличающаяся тем, что она снабжена дополнительной скважинной камерой, в которой установлено устройство циклического ввода газожидкостной смеси в колонну подъемных труб, содержащее подвижное сопло для сообщения его входа с каналом связи с кольцевым пространством скважины и подпружиненный плунжер с запорным наконечником, внутри которого размещен дифференциальный механизм управления, включающий последовательно установленные по направлению от запорного наконечника регулировочную гайку и пружину, взаимодействующую с запорным штоком, при этом регулировочная гайка, пружина и запорный шток установлены в подпружиненном плунжере с возможностью перемещения вдоль его оси и взаимодействия запорного штока с подвижным соплом и кольцевым выступом-седлом на внутренней поверхности плунжера, который установлен с возможностью перемещения вдоль дополнительной скважинной камеры для взаимодействия запорного наконечника с кольцевым выступом-седлом дополнительной скважинной камеры.
РИСУНКИ
NF4A Восстановление действия патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение
Дата, с которой действие патента восстановлено: 10.05.2007
Извещение опубликовано: 10.05.2007 БИ: 13/2007
