Система и способ для усовершенствованной добычи текучей среды из газовых скважин

Предложены система и способ для улучшения добычи углеводорода из газовых скважин и, в частности, для улучшения добычи углеводорода с использованием систем для насосно-компрессорной добычи. Данной системой скважины управляют таким образом, чтобы циклически уменьшать и увеличивать давление газа в кольцевом пространстве обсадной колонны, таким образом циклически уменьшая забойное давление в скважине в ответ на уменьшение давления в кольцевом пространстве обсадной колонны и допуская увеличение забойного давления в скважине в ответ на увеличение давления в кольцевом пространстве обсадной колонны. Добыча текучей среды из продуктивного пласта, таким образом, увеличивается в течение циклического уменьшения давления внутри кольцевого пространства обсадной колонны, и выдача текучей среды скважинным насосом увеличивается в течение циклического увеличения давления в кольцевом пространстве обсадной колонны. Кроме того, помехи газа из-за образования пены внутри обсадной колонны, окружающей скважинный насос, могут быть уменьшены посредством вытеснения жидкости из пены в течение периода увеличенного давления в кольцевом пространстве обсадной колонны. Технический результат заключается в повышении эффективности управления добычей текучей среды из газовой скважины. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение направлено на увеличение добычи углеводородов из газовых скважин и, в частности, на увеличение добычи углеводородов с использованием насосных систем с использованием насосно-компрессорной добычи.

Описание предшествующего уровня техники

В большинстве скважин для добычи углеводородов используют технологию насосно-компрессорной добычи для подачи текучей среды, извлеченной из продуктивного пласта, на поверхность. Насосно-компрессорная добыча обычно предусматривает использование шлангового скважинного насоса, винтового насоса, электрического погружного насоса или плунжерного. подъемника. Все эти насосные системы имеют скважинный насос, который вытесняет текучую среду, собранную в скважине, вверх. Текучая среда, которая вытекает из продуктивного пласта в скважину, обычно состоит из жидкости (нефть и/или вода) и газа. В скважинах с большим газовым фактором добыча текучей среды может быть ограничена помехами газа в насосе. Помехи газа могут происходить, когда газ, освобожденный из раствора, производит пену, которая занимает значительный объем в пределах обсадной колонны скважины, окружающей скважинный насос. Когда пена поступает в насос, понижается заполняемость насоса, таким образом, ограничивая объем забора жидкости насосом.

Текучая среда поступает из продуктивного пласта в скважину через перфорационные отверстия в обсадной колонне или хвостовике или через секции скважины без обсадной колонны или хвостовика в случае заканчивания скважины с необсаженным забоем. Секцию скважины между верхней и нижней границами притока текучей среды называют продуктивным интервалом. Помехи газа могут возникать, если всасывающее отверстие скважинного насоса установлено выше продуктивного интервала, поскольку, когда насос расположен ниже продуктивного интервала, естественное отделение газа от жидкости происходит до входа жидкости в насос. Газ в текучей среде, будучи менее плотным, чем жидкость, вытесняется (возможно, с небольшим количеством жидкости) вверх и удаляется от всасывающего отверстия насоса, в то время как жидкость имеет тенденцию перемещаться вниз к всасывающему отверстию насоса. Однако не всегда можно размещать всасывающее отверстие насоса ниже продуктивного интервала. Например, в горизонтальных скважинах всасывающее отверстие насоса обычно расположено выше продуктивного интервала; таким образом, если горизонтальная скважина производит существенное количество газа, положение насоса будет допускать приток в насос больше пены и высвобожденного газа и уменьшать производительность насоса.

Газовые сепараторы могут использоваться для содействия уменьшению помех газа и улучшения производительности насоса, когда насос расположен выше продуктивного интервала. Однако если значительный объем пены присутствует в кольцевом зазоре внутри обсадной колонны, окружающей насос, газовые сепараторы могут не работать эффективно. Кроме того, из-за ограниченного свободного пространства в пределах кольцевого пространства обсадной колонны (то есть, кольцевой области, окружающей скважинный насос и/или трубу, содержащую штанговые элементы, соединяющие насос с поверхностью) вокруг газового сепаратора, газовый сепаратор способен отделять только ограниченную величину объема газа.

Краткое описание чертежей

На чертежах, приведенных только для иллюстрации варианты осуществления настоящего изобретения, показано следующее:

Фиг.1 изображает индикаторную диаграмму, поясняющая соотношение между забойным давлением в скважине и продуктивностью пласта в скважине.

Фиг.2 изображает принципиальную схему горизонтальной скважины и скважинной насосной системы.

Фиг.3 изображает ряд диаграмм, поясняющих примерную зависимость между открытием обратного трубного клапана (измеренную в процентах), давлением в межтрубном пространстве и забойным давлением в скважине как при высокой инерционности, так и пульсации в течение двух циклов изменения давления.

Фиг.4 изображает диаграмму, поясняющую измеренное давление в кольцевом пространстве в зависимости от времени.

Фиг.5 изображает диаграмму, показывающую нефтедобычу в баррелях в зависимости от времени для скважины, показанной на фиг.4.

Подробное описание

Описанные варианты осуществления изобретения обеспечивают создание способа повышения добычи текучей среды для скважинной насосной системы в газовой скважине посредством снижения помех производительности насоса, создаваемых газом. Предложенное решение может использоваться в горизонтальных скважинах, таким образом, содержащих устройства, в которых всасывающее отверстие насоса расположено выше продуктивного интервала.

В насосной скважинной системе в газовой скважине пониженное давление на всасывающем отверстии насоса будет приводить к большим количествам газа, отделяющегося из раствора на уровне всасывающего отверстия насоса, образуя пену и создавая помехи забору текучей среды. Таким образом, для скважин с высокой газоносностью давление на всасывающем отверстии насоса должно поддерживаться выше определенного уровня для ограничения количества свободного газа, входящего в насос в форме пены. Однако повышенное давление на всасывающем отверстии насоса оказывает негативное влияние на извлечение текучей среды из продуктивного пласта в скважину, поскольку давление на всасывающем отверстии насоса прямо зависит от забойного давления в скважине, то есть давления в скважине в продуктивном интервале. Производительность добычи текучей среды из скважины зависит от забойного давления в скважине, поскольку, чем больше перепад давлений между продуктивным пластом и скважиной в продуктивном интервале, тем больше текучей среды поступает из продуктивного пласта в скважину. Это явление можно оценить посредством анализа теоретического соотношения между забойным давлением в скважине и текущим дебитом, показанного кривой так называемой индикаторной диаграммы, впервые описанной в публикации "Индикаторная диаграмма для скважин с водяным насосом для раствора-газа", Vogel, J.V., Journal of Petroleum Technology, январь 1968 г. Кривая индикаторной диаграммы относится к стабильным состояниям, когда вся в настоящий момент добываемая из продуктивного пласта текучая среда откачивается на поверхность, что означает, что уровень текучей среды внутри обсадной колонны, а также забойное давление в скважине остаются довольно постоянными. Кривая индикаторной диаграммы может использоваться для определения добычи текучей среды на основе забойного давления в скважине и наоборот: в целом, чем ниже забойное давление в скважине, тем больше ожидаемая добыча текучей среды из продуктивного пласта, и чем больше забойное давление в скважине, тем ниже ожидаемая добыча. Пример кривой индикаторной диаграммы показан на фиг.1.

Давление на всасывающем отверстии насоса имеет по существу постоянное смещение относительно забойного давления в скважине, равного давлению столба текучей среды в кольцевом пространстве обсадной колонны между продуктивным интервалом и всасывающим отверстием насоса. Таким образом, зависимость между добычей и давлением на всасывающем отверстии насоса подобна соотношению между добычей и забойным давлением в скважине. Следовательно, добыча текучей среды из продуктивного пласта ограничена минимальным давлением на всасывающем отверстии насоса, требуемым для предотвращения чрезмерного высвобождения газа во всасывающем отверстии насоса, и минимальное давление на всасывающем отверстии насоса может быть коррелировано относительно минимальной величины забойного давления в скважине, а также относительно минимального уровня текучей среды внутри обсадной колонны.

Обычно в течение насосных операций клапан регулирования давления в кольцевом пространстве остается открытым, и газ проходит из обсадной колонны в колонну насосно-компрессорных труб через контрольный клапан. В результате давление в кольцевом пространстве обычно выше, чем давление в колонне. Так как давление в указанной колонне насосно-компрессорных труб существенно не изменяется, уровень пены внутри обсадной колонны довольно устойчив, пока производительность продуктивного пласта в определенной степени устойчива, приводя к устойчивости забойного давления в скважине. Когда давление на всасывающем отверстии насоса значительно выше нуля (например, значительно выше атмосферного давления), пена, находящаяся в кольцевом пространстве обсадной колонны выше всасывающего отверстия насоса, обычно содержит значительное количество жидкости. Если эта жидкость может быть эффективно добыта для снижения забойного давления в скважине, то приток текучей среды из продуктивного пласта увеличится, и эффективность насосной системы может значительно улучшиться. Кроме того, если среднее забойное давление в скважине может быть временно снижено, добыча из продуктивного пласта может стимулироваться, приводя к колебаниям поступающей текучей среды из продуктивного пласта в скважину и, следовательно, к увеличению забора текучей среды насосом.

Таким образом, настоящие варианты осуществления изобретения действуют для циклического изменения давления в кольцевом пространстве обсадной колонны (например, посредством открытия и закрытия клапана с сообщением с кольцевым пространством обсадной колонны, таким как клапана регулирования давления в кольцевом пространстве, то есть, главного клапана на поверхности, расположенного между кольцевым пространством обсадной колонны и напорным трубопроводом, или нагнетательного клапана напорного трубопровода). для повышения средней добычи текучей среды из продуктивного пласта, а также извлечения жидкости из пены, накопленной в кольцевом пространстве обсадной колонны. В результате описанного ниже циклического изменения давления, жидкость в форме пены накапливается в кольцевом пространстве обсадной колонны в течение периода меньшего забойного давления в скважине и, затем выжимается из пены во всасывающее отверстие насоса. Циклическое изменение давления в кольцевом пространстве обсадной колонны периодически увеличивает забойное давление в скважине, позволяя жидкостям накапливаться в столбе пены для лучшего заполнения насоса. Периодическое уменьшение забойного давления в скважине стимулирует выброс текучей среды из продуктивного пласта. Циклическое изменение давления, таким образом, содействует максимизации добычи текучей среды, улучшая заполняемость насоса и увеличивая срок службы насоса.

На фиг.2 показана принципиальная схема скважины с использованием насосно-компрессорной добычи для получения углеводородов в форме текучей среды, несущей растворенный газ и/или свободный газ. Конфигурация системы насосно-компрессорной добычи известна специалистам в данной области техники; однако кратко в этом варианте осуществления изобретения система насосно-компрессорной добычи включает в себя шланговый скважинный насос, который состоит из колонны 1 насосных штанг, прикрепленной ее нижним концом к плунжеру 2 скважинного насоса 3. Верхний конец колонны 1 насосных штанг совершает возвратно-поступательное движение, которое передается плунжеру 2, который перемещается вверх и вниз в цилиндре 4 насоса 3, вызывая последовательные открытия и закрытия подвижного клапана 5 и всасывающего клапана 6. Насосная штанга 1 движется в колонне 7 насосно-компрессорных труб, которая, в свою очередь, установлена внутри обсадной колонны 8 скважины 18, ведущей к продуктивному пласту (не показан). Текучая среда с газом через всасывающее отверстие 9 насоса всасывается в цилиндр 4 насоса и подается к поверхности внутри колонны 7 насосно-компрессорных труб. Обсадная колонна 8 и колонна 7 насосно-компрессорных труб соединены на поверхности с напорным трубопроводом 10, который далее перемещает текучую среду с газом в резервуар или другое принимающее средство. Когда скважина фонтанирует, некоторое количество текучей среды также может добываться из обсадной колонны 8. Пространство внутри обсадной колонны 8 и за пределами колонны 7 упоминается как кольцевое пространство 11. Нижняя или дистальная часть обсадной колонны 8 вне колонны 7 заполняется текучей средой 12, по меньшей мере, до уровня всасывающего отверстия 9 насоса. Когда производится существенное количество газа, текучая среда часто превращается в пену. Приведенная в качестве примера скважина, показанная на фиг.2, является скважиной горизонтального типа, так как она имеет горизонтальную часть 13 скважины 18 и обсадной колонны 8 и продуктивный интервал 19, который включает в себя часть скважины 18 в горизонтальной части 13 с обсадной колонной, имеющей перфорационные отверстия 14, сообщающиеся с продуктивным пластом. В скважине горизонтального типа всасывающее отверстие 9 насоса, таким образом, всегда располагается выше уровня продуктивного интервала 19, как показано на фиг.2. Однако специалистам в данной области техники будет понятно, что всасывающее отверстие 9 скважинного насоса 3 может быть аналогично расположено относительно продуктивного интервала 19 в других конфигурациях скважин.

Для улучшения добычи используется циклическое увеличение и уменьшение давления в кольцевом пространстве обсадной колонны 11 вручную или автоматически. В одном варианте осуществления изобретения давление в обсадной колонне регулируют посредством открытия и закрытия клапана 15 регулирования давления, расположенного над кольцевым пространством 11 обсадной колонны. Давление в кольцевом пространстве может регулироваться датчиком 16 давления обсадной колонны, установленным в напорном трубопроводе 10 между устьем 20 скважины и клапаном 15. В случае необходимости на устье скважины может быть установлен акустический излучатель 17 для измерения уровня текучей среды в кольцевом пространстве обсадной колонны, которое позволяет оценивать забойное давление в скважине.

На фиг.3 показаны эффекты клапана 15, открывающегося и закрывающегося при различных измерениях давления, как функции времени в течение двух последовательных циклов. Диаграммы на фиг.3 представляют только примерные циклы изменения давления и не составлены в масштабе. Первый график поясняет циклические открытия и закрытия клапана 15, представленных как процент от полного открывания (0 означает полностью закрытый клапан, 100% означает полностью открытый клапан). Клапан 15 полностью закрыт в течение t1 и остается закрытым до t2, когда начинается открывание клапана до полностью открытого состояния в момент t3. Клапан остается открытым в течение продолжительности цикла, после чего он закрывается снова, начиная с t1. Затем цикл повторяется. Второй график показывает соответствующее относительное давление в пределах кольцевого пространства 11 обсадной колонны за два цикла. В течение t1 давление в кольцевом пространстве показано от начального минимального давления на базисной линии, которое увеличивается в течение периода t1-t2, в то время как клапан 15 закрыт. После открывания клапана 15 давление в кольцевом пространстве 11 обсадной колонны падает до минимального давления к моменту времени t3 и остается на этом уровне, пока клапан не закрывается снова в начале следующего цикла в следующий момент времени t1. Третий и четвертый графики забойного давления в скважине высокой инерционности и пульсации забойного давления в скважине показывают предполагаемое забойное давление. в скважине в течение одного периода для двух разных случаев реакции продуктивного пласта на изменения давления обсадной колонны. В начале t1 цикла, когда уровни текучей среды и/или пены довольно устойчивы, клапан 15 регулирования давления в межтрубном пространстве изменяет положение от полностью открытого в полностью закрытое. Это приведет к увеличению давления газа над уровнем жидкости в кольцевом пространстве 11 обсадной колонны между t1 и t2, как показано выше графиком давления обсадной колонны. Это, в свою очередь, приводит к снижению объема пены в кольцевом пространстве 11 обсадной колонны и увлечению текучей среды 12 в кольцевом пространстве 11 обсадной колонны в насос 3. Текучая среда 12, вытесняемая вниз в обсадной колонне 8 и в насос 3 имеет увеличенную плотность и содержит жидкость с растворенным газом, но без свободного газа, который перемещается вверх. Эта текучая среда смешивается с жидкостью и газом, поступающим из продуктивного пласта, и увеличивает отношение жидкости к газу в текучей среде в точке, где она входит во всасывающее отверстие насоса. Так как больше текучей среды и меньше пены будут входить в насос, заполняемость насоса улучшается, и количество текучей среды, получаемой из колонны 7 труб на поверхности, увеличивается. Таким образом, даже в условиях постоянной производительности продуктивного пласта (то есть выходе текучей среды из продуктивного пласта в скважину) будет достигнуто увеличение производительности скважинного насоса во временном интервале от t1 до t2, когда клапан обсадной колонны закрыт.

Как понятно специалистам в данной области техники, полная продуктивность пласта также увеличится в результате циклического изменения давления кольцевого пространства обсадной колонны по сравнению с продуктивностью пласта, которая существовала бы в типичных стабильных состояниях в течение периода от t2 до t1, когда клапан 15 открыт. Это дополнительное увеличение добычи относится к нижнему среднему забойному давлению в скважине за весь цикл изменения давления по сравнению со средним забойным давлением в скважине в стабильных состояниях. Типичное забойное давление в скважине в стабильных состояниях обозначено в графиках забойного давления в скважине на фиг.3 как РВНРА.

Все другие условия являются по существу постоянными, и пониженное среднее забойное давление в скважине в результате цикла изменения давления кольцевого пространства обсадной колонны, описанного выше, относится, главным образом, к падению давления обсадной колонны, когда клапан 15 открыт в течение t2. В этот момент давление в кольцевом пространстве намного выше, чем давление в напорном трубопроводе, и, таким образом, перепад давлений создает высокий расход газа из обсадной колонны 8 в напорный трубопровод 10. В результате свободный газ, накопленный в кольцевом пространстве обсадной колонны, подвергается довольно быстрой декомпрессии и поступает в напорный трубопровод за относительно короткий период времени от t2 до t3. Давление в кольцевом пространстве быстро возвращается к минимальной величине, но из-за ограниченной скорости потока текучей среды из продуктивного пласта в скважину текучая среда заполняет кольцевое межтрубное пространство с довольно небольшим расходом. В течение t3 уровень текучей среды все еще мал вблизи всасывающего отверстия насоса, но давление газового столба в кольцевом пространстве обсадной колонны уже возвратилось к минимальной величине, близкой к давлению напорного трубопровода. В результате, забойное давление в скважине, являющееся суммой давления столбов текучей среды и газа в кольцевом пространстве обсадной колонны, снижается в течение t3 до минимального уровня РВНРВ, показанного графиками высокой инерционности и колебаний на фиг.3. РВНРВ меньше, чем PBHPA в стабильных состояниях, поскольку уровень текучей среды внутри обсадной колонны в течение t3 ниже, чем уровень текучей среды в случае нагнетания в стабильном состоянии (то есть, со средним РВНРА), в то время как давление газа будет подобно и в описанной выше системе циклического изменения давления, и в устойчивой системе. Когда клапан 15 достигает своего максимального открытия в течение t3, давление внутри обсадной колонны стабилизируется до минимальной величины, которая будет близка давлению напорного трубопровода.

В. то время как давление в кольцевом пространстве стабилизировано после t3, забойное давление в скважине постепенно увеличивается до РВНРА стабильного состояния, когда уровень текучей среды увеличивается, заполняя кольцевое пространство. И в сценариях высокой инерционности, и в сценариях пульсации темп увеличения забойного давления в скважине является самым большим в течение t3 и сразу после него, так как забойное давление в скважине начинается с его самого низкого уровня, продуктивность пласта будет самой высокой в цикле, и текучая среда из продуктивного пласта заполнит кольцевое пространство с самым высоким расходом в цикле системы, как описано кривой индикаторной диаграммы. Темп увеличения забойного давления в скважине уменьшается, когда величина приближается к РВНРА в результате меньшего перепада давлений между текущим забойным давлением в скважине и давлением продуктивного пласта. После закрытия клапана в течение t1 следующего цикла, забойное давление в скважине может даже превысить РВНРА, если клапан остается закрытым достаточно долго. Однако нет внезапного увеличения забойного давления в скважине согласно сценарию высокой инерционности, поскольку увеличение давления столба газа от времени t1 до t2 частично смещается уменьшением высоты столба жидкости/пены в кольцевом пространстве обсадной колонны 11.

Характеристики высокой инерционности показаны на третьем графике на фиг.3. Среднее забойное давление в скважине, как упомянуто выше, находится между РВНРА и РВНРВ, где минимальное РВНРВ в течение циклического режима, описанного выше, ниже, чем постоянное давление РВНРА при устойчивой работе с клапаном 15, остающимся открытым. Как показано на фиг.1, кривая индикаторной диаграммы показывает, что производительность QB пласта при давлении РВНРВ выше, чем производительность QA при давлении РВНРА; таким образом, средняя продуктивность пласта за цикл будет больше, чем QA, находящееся между QA и QB.

Сценарий реакции в пульсирующем режиме показан на четвертом графике на фиг.3. В этом случае среднее забойное давление в скважине может не быть ниже РВНРА. Однако циклические изменения давления могут все же обеспечивать увеличение продуктивности пласта, несмотря на повышенное среднее забойное давление в скважине. При реакции в пульсирующем режиме продуктивность пласта резко увеличивается, в то время как происходит резкое понижение забойного давления в скважине, приводящее к более высоким уровням текучей среды, чем в ходе устойчивой работы. В момент этого переходного периода соотношение между забойным давлением в скважине и производительностью продуктивного пласта не следует кривой индикаторной диаграммы в стабильном состоянии. Кроме того, скважина также может начать фонтанировать, приводя к дополнительному увеличению добычи текучей среды из колонны 7 насосно-компрессорных труб и даже обсадной колонны 8.

После периода закрытия клапана 15 от t1 до t2 рекомендуется, чтобы клапан 15 был открыт прежде, чем вся текучая среда будет вытеснена из кольцевого пространства обсадной колонны в колонну 7 для исключения ударов плунжера по текучей среде в цилиндре насоса из-за неполной заполняемости насоса. В этом случае открывание клапана 15 во временном интервале t2-t3 должно быть достаточно постепенным для смягчения эффекта охлаждения газа, подвергающегося декомпрессии при переходе из обсадной колонны 8 в напорный трубопровод. Чрезмерное охлаждение газа следует исключать, поскольку оно может вызвать формирование гидратов, которые могут блокировать напорный трубопровод. В одном варианте осуществления изобретения декомпрессированный газ отводят в контейнер, где он смешивается с потоком теплой текучей среды.

С другой стороны, открывание клапана 15 колонны не должно быть медленнее, чем необходимо, так как также желательно максимально быстрое падение забойного давления в скважине для увеличения потока текучей среды из продуктивного пласта (как показано графиком забойного давления в скважине высокой инерционности на фиг.3) и, в идеальном случае, обеспечения реакции в пульсирующем режиме, которая может приводить к фонтанированию скважины в течение некоторого времени; реакция в пульсирующем режиме обеспечивает дополнительное преимущество удаления из продуктивного интервала 19 загрязнений, вызванных песком, используемым в жидкости для гидроразрыва, и/или отложениями.

Открытие клапана 15 вызывает падение давления газа внутри обсадной колонны, в то время как уровень текучей среды не будет увеличиваться слишком быстро из-за ограниченного притока текучей среды из продуктивного пласта. В результате забойное давление в скважине будет быстро падать, приводя к увеличению добычи текучей среды из продуктивного пласта. Большее падение давления и более короткий временной интервал падения давления в течение открытия клапана вызовут более крупный выброс потока текучей среды из продуктивного пласта. В некоторых случаях выброс может быть настолько большим, что скважина может начать фонтанировать, выдавая газ с жидкостью через обсадную колонну. Увеличенная выдача текучей среды из продуктивного пласта в конечном счете снова вызовет постепенное заполнение текучей средой обсадной колонны приблизительно до того же уровня, как и в начале цикла изменения давления (или выше в случае реакции в пульсирующем режиме). Когда давление в кольцевом пространстве выравнивается с давлением напорного трубопровода, уровень текучей среды внутри обсадной колонны, в конечном счете, возвратится в его состояние до закрытия клапана в момент t1 (при условии наличия достаточного количества времени после открытия клапана). Этот процесс может затем повторяться, начиная от закрытия клапана 15.

Конечным результатом цикла изменения давления является увеличение добычи текучей среды из скважины, поскольку дополнительная текучая среда поступает из продуктивного пласта в течение периода пониженного забойного давления в скважине. Эта дополнительная текучая среда накачивается к поверхности благодаря улучшенной заполняемости насоса главным образом в течение этих периодов увеличенного давления кольцевого пространства обсадной колонны, и в случае реакции в пульсирующем режиме, в течение начального периода после выброса вследствие временного выше среднего давления на приеме насоса и улучшенной заполняемости насоса. Следует понимать, что процесс циклического изменения давления эффективно обеспечивает эффект применения газового сепаратора, не требуя никаких дополнительных скважинных компонентов, как требовалось бы при применении газового сепаратора и работе на основе другого принципа. Обычные газовые сепараторы накапливают жидкость, когда она движется вниз под действием силы тяжести, в то время как газ, содержащийся в текучей среде, движется вверх. Процесс циклического изменения давления, с другой стороны, отделяет жидкость от газа, вынуждая жидкость двигаться вниз из-за увеличения давления газа над текучей средой.

Специалистам в данной области техники понятно, что графики на фиг.3 даны только для иллюстрации и примера, и что в реальных полевых условиях могут ожидаться изменения измеренных давлений и времени открытия и закрытия клапана в соответствии с текущими рабочими условиями скважины и характеристиками продуктивного пласта. Например, ожидается, что закрытие клапана, например, в момент t1 займет короткий промежуток времени, но отличный от нуля, но эта деталь опущена для упрощения описания.

На фиг.4 показан график полевых измерений, иллюстрирующий время реакции давления в кольцевом пространстве на описанное выше циклическое изменение давления посредством периодического закрытия и открытия клапана 15 реальной скважины в течение 24 часов. В течение этих 24 часов клапан 15 был закрыт пять раз (два из этих моментов обозначены как t1 на фиг.4) и открыт шесть раз (один из этих моментов обозначен позицией t2). Можно видеть, что изменение давления в течение времени напоминает ожидаемую модель времени реагирования на изменение давления в кольцевом пространстве, показанную вторым графиком на фиг.3. Клапан 15 был открыт в момент t2, когда было определено, что увеличение давления обсадной колонны начало уменьшаться (то есть, приблизилось к по существу устойчивому уровню) после закрытия клапана 15 в момент t1 спустя приблизительно три часа после резкого повышения давления в кольцевом пространстве после закрытия. В этот момент давление в кольцевом пространстве может быть по существу равным давлению напорного трубопровода. Пороговое давление, использованное для определения времени t2 (в этом случае 1000 кПа), было установлено в течение предыдущего цикла и использовалось затем для определения времени открытия клапана в течение последующих циклов. Клапан 15 был закрыт снова в момент t1 спустя приблизительно 1,75 часа после его открытия, когда было определено, что уровень текучей среды опустился и находится по существу вблизи всасывающего отверстия насоса. Это определение было также выполнено в течение одного из предыдущих циклов на основе вычисления так называемой "карты наклонной скважины", отображающей условия откачивания, как описано, например, в публикации "Руководство по эксплуатации скважин шланговым насосом" G. Takacs, Penn Well Books, Oklahoma, 2003 г.

На фиг.5 показан график измеренной ежедневной добычи текучей среды для той же скважины, показанной на фиг.4, и до, и после начала осуществления способа циклического изменения давления, описанного выше. Точка (корректируемая) на фиг.5 указывает день, соответствуя 24-часовому периоду, изображенному на фиг.4. Можно ясно видеть, что ежедневная добыча текучей среды повышалась почти вдвое по сравнению с добычей до циклического изменения давления, то есть, приблизительно от 11 до 20 баррелей.

В одном варианте осуществления изобретения клапаном 15 управляет вручную оператор. Однако давление в кольцевом пространстве может регулироваться автоматически, например, посредством автоматизированной работы клапана 15 с использованием таймера или использованием микропроцессора. Микропроцессор может быть запрограммирован с графиком для открытия и закрытия клапана 15 на основе результатов эксперимента и вычислениях карты наклонной скважины, как в указанном выше примере. Микропроцессор также может сообщаться с датчиком давления в кольцевом пространстве и/или другими датчиками, измерения которых используются микропроцессором для осуществления открытия и закрытия клапана 15. Например, микропроцессор может осуществлять открытие и/или закрытие клапана после обнаружения указанных уровней давления внутри обсадной колонны, напорного трубопровода или после обнаружения других пороговых условий оборудования на поверхности.

Одно из таких измерений может быть, например, акустическим измерением уровня текучей среды в кольцевом пространстве обсадной колонны с использованием акустического излучателя 17, как упомянуто выше. Клапан 15 закрыт в момент t1 времени, когда уровень жидкости превышает определенный уровень, и он открыт в момент t2 времени, когда уровень текучей среды спадает до определенного уровня вблизи всасывающего отверстия насоса. Уровень текучей среды может непрерывно измеряться для непосредственного управления открытием и закрытием клапана 15. В качестве альтернативы, уровень текучей среды может измеряться только в течение одного цикла для определения двух параметров для управления клапаном: давления в кольцевом пространстве, при котором клапан 15 должен быть открыт, и периода времени (от t3 до t1), в течение которого он должен оставаться открытым. Эти два параметра могут использоваться для управления клапаном для многих циклов. Так как рабочие условия эксплуатации скважины могут изменяться со временем, измерения могут повторяться в течение более позднего цикла, и эти два параметра регулируют соответственно. Другой способ определения давления в кольцевом пространстве, при котором должен быть открыт клапан 15, состоит в анализе темпа изменения давления обсадной колонны со временем. Когда клапан 15 закрыт, увеличение давления обсадной колонны будет замедляться со временем, как показано на фиг.3. Когда темп увеличения давления обсадной колонны падает ниже определенного порога, измерение давления в кольцевом пространстве в этой точке может использоваться в качестве включения открытия клапана 15.

Соответственно, создан способ управления добычей текучей среды из газовой скважины, оборудованной системой насосно-компрессорной добычи, причем система включает в себя скважинный насос в стволе скважины, при этом способ содержит циклическое увеличение и уменьшение давления газа в кольцевом пространстве обсадной колонны скважины при откачивании текучей среды из скважины.

Согласно одному варианту, скважинный насос расположен выше продуктивного интервала скважины.

Согласно другому варианту, газовая скважина представляет собой горизонтальную скважину.

Согласно другому варианту, газовая скважина представляет собой газовую углеводородную скважину.

Согласно другому варианту, циклическое увеличение и уменьшение давления газа обеспечивают посредством открытия и закрытия клапана с сообщением с кольцевым пространством обсадной колонны.

Согласно другому варианту, открытие и закрытие клапана выполняют вручную. В качестве альтернативы, открытие и закрытие клапана могут быть выполнены автоматически и, в случае необходимости, могут управляться микропроцессором.

Согласно другому варианту, циклическое увеличение давления газа в кольцевом пространстве обсадной колонны содержит начало указанного увеличения, когда давление в кольцевом пространстве определено как по существу устойчивое.

Кроме того, циклическое уменьшение давления газа в кольцевом пространстве обсадной колонны может содержать начало указанного уменьшения, когда уровень текучей среды в кольцевом пространстве обсадной колонны определен как по существу близкий к всасывающему отверстию скважинного насоса.

Также создана система насосно-компрессорной добычи, содержащая скважинный насос в стволе газовой скважины и приспособленная для осуществления способов согласно одному или более описанных выше вариантов.

Также создана система насосно-компрессорной добычи для выдающей текучую среду скважины, содержащая скважинный насос, соединенный с колонной насосных штанг, расположенной в колонне насосно-компрессорных труб, расположенной в обсадной колонне, при этом обсадная колонна расположена внутри скважины и сообщена с продуктивным пластом, при этом создано кольцевое пространство, образованное напорным трубопроводом в обсадной колонне, причем забойное давление в скважине для добычи текучей среды определяется разностью между давлением в продуктивном пласте и давлением внутри обсадной колонны в точке указанного сообщения с продуктивным пластом, при этом система отличается тем, что она приспособлена для циклического уменьшения и увеличения давления в кольцевом пространстве обсадной колонны для циклического уменьшения забойного давления в скважине в ответ на уменьшение давления в кольцевом пространстве обсадной колонны и увеличения забойного давления в скважине в ответ на увеличение давления в кольцевом пространстве обсадной колонны, таким образом, что добыча текучей среды из продуктивного пласта увеличивается в течение циклического уменьшения давления внутри кольцевого пространства обсадной колонны, и добыча текучей среды от скважинного насоса увеличивается в течение циклического увеличения давления в кольцевом пространстве обсадной колонны.

Также в системе насосно-компрессорной добычи для газовой скважины, содержащей скважинный насос, соединенный с колонной насосных штанг, расположенной в колонне насосно-компрессорных труб, расположенной в обсадной колонне, при этом обсадная колонна размещена внутри скважины и сообщена с продуктивным пластом, при этом создано кольцевое пространство, образованное напорным трубопроводом в обсадной колонне, причем забойное давление в скважине для добычи текучей среды определяется разностью между давлением в продуктивном пласте и давлением внутри обсадной колонны в точке указанного сообщения с продуктивным пластом, создан способ уменьшения помех газа из-за образования пены внутри обсадной колонны, окружающей скважинный насос, посредством вытеснения жидкости из пены, содержащий циклическое увеличение и уменьшение давления в кольцевом пространстве обсадной колонны над пеной.

Специалистам в данной области техники будет понятно, что описанные выше различные варианты осуществления изобретения могут быть осуществлены без некоторых или всех конкретных деталей. Известные компоненты не были описаны подробно для исключения излишнего отвлечения от представленных способов и процессов. Следует понимать, что хотя много характеристик и преимуществ вариантов осуществления изобретения изложены в этом описании совместно с деталями конструкции и функционирования вариантов осуществления изобретения, данное описание является только иллюстративным и не вносит ограничений. Могут быть созданы или выполнены другие варианты осуществления изобретения, в которых, однако, могут использоваться принципы и признаки настоящего изобретения.

1. Способ управления добычей текучей среды из газовой скважины, оборудованной системой насосно-компрессорной добычи, содержащей скважинный насос в стволе скважины, причем согласно способу циклически увеличивают и уменьшают давление газа в кольцевом пространстве обсадной колонны скважины при откачивании текучей среды из ствола скважины, при этом при увеличении давления в кольцевом пространстве уменьшают объем пены на всасывающем отверстии скважинного насоса и жидкость из пены подают на всасывающее отверстие скважинного насоса, а при уменьшении давления газа снижают давление газа до уровня, позволяющего увеличить объем пены на всасывающем отверстии скважинного насоса.

2. Способ по п.1, согласно которому скважинный насос помещают над продуктивным интервалом скважины.

3. Способ п.1, согласно которому газовая скважина является горизонтальной скважиной.

4. Способ п.1, согласно которому газовая скважина является газовой углеводородной скважиной.

5. Способ п.1, согласно которому циклическое увеличение и уменьшение давления газа получают за счет открытия и закрытия клапана, сообщенного по текучей среде с кольцевым пространством обсадной колонны.

6. Способ по п.5, согласно которому клапан открывают и закрывают вручную.

7. Способ по п.5, согласно которому клапан открывают и закрывают автоматически.

8. Способ по п.5, согласно которому клапан является поверхностным клапаном.

9. Способ любому из пп.1-8, согласно которому при циклическом увеличении давления газа в кольцевом пространстве обсадной колонны начинают указанное увеличение, когда определяют, что давление в кольцевом пространстве по существу стабильно.

10. Способ по п.9, согласно которому при уменьшении давления газа в кольцевом пространстве обсадной колонны начинают указанное уменьшение, когда определяют, что уровень текучей среды в кольцевом пространстве обсадной колонны по существу близок к всасывающему отверстию скважинного насоса.

11. Способ по п.1, согласно которому система насосно-компрессорной добычи выполнена без газового сепаратора.

12. Способ эксплуатации системы насосно-компрессорной добычи для скважины добычи текучей среды, причем система содержит скважинный насос, соединенный с колонной насосных штанг, расположенной в колонне труб, расположенной в обсадной колонне, размещенной в стволе скважины и сообщенной по текучей среде с продуктивным пластом, причем колонной труб в обсадной колонне образовано кольцевое пространство, и забойное давление в скважине для добычи определяется разностью между давлением в продуктивном пласте и давлением в обсадной колонне в точке указанного сообщения по текучей среде с продуктивным пластом, при этом согласно способу при откачке текучей среды из скважины:

увеличивают давление в кольцевом пространстве обсадной колонны за счет закрытия клапана сообщения по текучей среде с кольцевым пространством обсадной колонны для уменьшения объема пены вблизи всасывающего отверстия скважинного насоса, и

уменьшают давление в кольцевом пространстве обсадной колонны за счет открытия клапана,

при этом давление в кольцевом пространстве обсадной колонны увеличивают и уменьшают по существу циклически,

в результате чего циклически увеличивают и уменьшают забойное давление в скважине для добычи в соответствии с увеличением и уменьшением давления в кольцевом пространстве обсадной колонны, и

увеличивают добычу текучей среды из продуктивного пласта при уменьшенном давлении в кольцевом пространстве обсадной колонны и увеличивают добычу текучей среды из скважинного насоса при увеличенном давлении в кольцевом пространстве обсадной колонны.

13. Способ п.12, согласно которому скважина добычи текучей среды является горизонтальной скважиной.

14. Способ п.12, согласно которому скважина добычи текучей среды является газовой углеводородной скважиной.

15. Способ п.12, согласно которому клапан представляет собой клапан управления давлением в обсадной колонне в верхней части кольцевого пространства обсадной колонны.

16. Способ п.12, согласно которому при увеличении давления в кольцевом пространстве обсадной колонны начинают закрытие клапана, когда определяют, что давление в кольцевом пространстве по существу стабильно.

17. Способ по п.16, согласно которому при уменьшении давления в кольцевом пространстве обсадной колонны начинают открытие клапана, когда определяют, что уровень текучей среды в кольцевом пространстве обсадной колонны по существу близок к всасывающему отверстию скважинного насоса.

18. Способ уменьшения помех для газа из-за образования пены в обсадной колонне, окружающей скважинный насос, в системе насосно-компрессорной добычи для газовой скважины, содержащей скважинный насос, соединенный с колонной насосных штанг, расположенной в колонне труб, расположенной в обсадной колонне, размещенной в стволе скважины и сообщенной по текучей среде с продуктивным пластом, причем колонной труб в обсадной колонне образовано кольцевое пространство, и забойное давление в скважине для добычи определяется разностью между давлением в продуктивном пласте и давлением в обсадной колонне в точке указанного сообщения по текучей среде с продуктивным пластом, при этом согласно способу при откачке текучей среды из скважины:

увеличивают давление в кольцевом пространстве обсадной колонны над пеной за счет закрытия клапана сообщения по текучей среде с кольцевым пространством обсадной колонны для уменьшения объема пены вблизи всасывающего отверстия скважинного насоса и

уменьшают давление в кольцевом пространстве обсадной колонны за счет открытия клапана,

при этом давление в кольцевом пространстве обсадной колонны увеличивают и уменьшают по существу циклически.

19. Способ п.18, согласно которому газовая скважина является горизонтальной скважиной.

20. Способ п.18, согласно которому клапан представляет собой клапан управления давлением в обсадной колонне в верхней части кольцевого пространства обсадной колонны.

21. Способ п.20, согласно которому при увеличении давления в кольцевом пространстве обсадной колонны инициируют закрытие клапана, когда определяют, что давление в кольцевом пространстве по существу стабильно, при уменьшении давления в кольцевом пространстве обсадной колонны инициируют открытие клапана, когда определяют, что уровень текучей среды в кольцевом пространстве обсадной колонны по существу близок к всасывающему отверстию скважинного насоса.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и, в частности, к методам повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин за счет геомеханического воздействия на пласт.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке мощных плотных карбонатных нефтяных коллекторов с применением многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП).

Изобретение относится к области поддержания пластового давления на многопластовых месторождениях и может быть использовано при одновременно-раздельной закачке жидкости в один или несколько пластов одной скважины, а также в ряде случаев может быть применено для регулирования, исследования и отсекания закачки жидкости в пласты в нагнетательной скважине.

Группа изобретений относится к разведке подводных месторождений углеводородов и более конкретно к узлу и способу подводной добычи газообразных углеводородов. Технический результат – повышение эффективности добычи.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термохимической обработке продуктивного пласта для снижения вязкости нефти и увеличения продуктивности скважин.

Изобретение относится к области разработки газогидратных месторождений углеводородов. Технический результат - повышение эффективности способа за счет увеличения отбора газа, продление срока безгидратной эксплуатации скважин и сокращение энергозатрат.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для обработки призабойных зон скважин. Устройство для обработки призабойной зоны скважины методом имплозии содержит корпус с верхним и нижним рядами радиальных каналов, размещенные в корпусе нижний ступенчатый поршень с осевым каналом и верхний подпружиненный поршень с осевым каналом, шаровой клапан с седлами, установленный между нижним ступенчатым и верхним подпружиненным поршнями и имеющий возможность перекрытия осевого канала верхнего поршня.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для увеличения коэффициента извлекаемости газа путем пошагового регулирования режимов добычи.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей и горной промышленности и, в частности, к интенсификации нефтегазовых скважин и дегазации угольных пластов. Технический результат - повышение эффективности способа и надежности работы устройства.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи.

Изобретение относится к внутрискважинным инструментам, к раздвижному узлу стыковочного ниппеля. Узел стыковочного ниппеля содержит корпус и наконечник стыковочного ниппеля, расположенный на дистальном конце корпуса, компрессионное кольцо, размещенное вокруг наружной стороны корпуса и выполненное с возможностью осевого перемещения относительно корпуса сразу после того, как было приведено в действие, и множество зажимных кулачков, присоединенных и пролегающих между компрессионным кольцом и наконечником стыковочного ниппеля.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при проведении работ по ограничению водопритока без предварительного подъема скважинного оборудования в условно вертикальных скважинах с обсаженным стволом.

Изобретение относится к управлению погружными электронасосными установками для добычи нефти из скважин. Управляемая система содержит согласующий трансформатор, кабельную линию, регулирующий штуцер, трубопроводный обратный клапан, первый патрубок, муфтовый переводник, насосно-компрессорные трубы, сбивной клапан, скважинный обратный клапан, второй патрубок, ловильную головку, погружной электроцентробежный насос, газосепаратор, протектор, погружной электродвигатель, фильтр и систему управления.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) нескольких продуктивных пластов одним погружным насосом.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) нескольких продуктивных пластов одним погружным насосом.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки карбонатных нефтяных пластов. Технический результат изобретения заключается в увеличении нефтеизвлечения за счет повышения охвата пласта воздействием, подключении в разработку ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, увеличении фильтрационных свойств матрицы карбонатного коллектора, а также расширение технологических возможностей способа.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух пластов. Установка содержит спускаемые в обсадную трубу на колонне насосно-компрессорных труб центробежный насос с приемным модулем и электроприводом, пакером и регулировочное устройство, обеспечивающее перепуск флюида одного из пластов для смешения продукции пластов перед подъемом на дневную поверхность.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, к технологическим жидкостям, в частности к жидкостям для глушения скважин. Жидкость содержит 2,0-70,0 мас.% неорганических солей или их смесей или гидратов этих солей, 0-20,0 мас.% дисперсной фазы, 0,2-20,0 мас.% полимерной композиции SCA-214, 0,02-2,0 мас.% поверхностно-активного вещества (ПАВ) и воду.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к глушению нефтяных скважин. Технический результат заключается в повышении надежности глушения нефтяных скважин и блокирования призабойной зоны продуктивного пласта в условиях ММП без их растепления.

Изобретение относится к нефтедобыче и предназначено для транспортировки среды на поверхность через ствол скважины. Технический результат – повышение надежности работы устройства.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации пластов. Скважинный управляемый электромеханический клапан состоит из корпуса, присоединительного “мокрого контакта”, привода, включающего микроэлектродвигатель, питающийся от “нулевой точки” электродвигателя центробежного насоса, и редуктор с выходным валом, жестко соединенным с гайкой винтопары, внутри которой перемещается винт, соосно сочлененный с полым штоком с проходным отверстием для измерения давления в пласте. На полом штоке установлен подвижный дифференциальный поршень, выравнивающий скважинное и пластовое давления. На свободном торце полый шток герметично сочленен со вспомогательным полым клапаном и седлом с выходным каналом в полость скважины, помещенными во внутреннюю полость управляемого полого клапана с седлом, регулирующим поток жидкости из пласта. Технический результат заключается в повышении надежности клапана. 1 ил.

Предложены система и способ для улучшения добычи углеводорода из газовых скважин и, в частности, для улучшения добычи углеводорода с использованием систем для насосно-компрессорной добычи. Данной системой скважины управляют таким образом, чтобы циклически уменьшать и увеличивать давление газа в кольцевом пространстве обсадной колонны, таким образом циклически уменьшая забойное давление в скважине в ответ на уменьшение давления в кольцевом пространстве обсадной колонны и допуская увеличение забойного давления в скважине в ответ на увеличение давления в кольцевом пространстве обсадной колонны. Добыча текучей среды из продуктивного пласта, таким образом, увеличивается в течение циклического уменьшения давления внутри кольцевого пространства обсадной колонны, и выдача текучей среды скважинным насосом увеличивается в течение циклического увеличения давления в кольцевом пространстве обсадной колонны. Кроме того, помехи газа из-за образования пены внутри обсадной колонны, окружающей скважинный насос, могут быть уменьшены посредством вытеснения жидкости из пены в течение периода увеличенного давления в кольцевом пространстве обсадной колонны. Технический результат заключается в повышении эффективности управления добычей текучей среды из газовой скважины. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 5 ил.

Наверх