Патент на изобретение №2208135
|
||||||||||||||||||||||||||
(54) СПОСОБ ГАЗЛИФТНОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ С АВТОМАТИЧЕСКИМ РЕГУЛИРОВАНИЕМ ДОБЫВНЫХ ВОЗМОЖНОСТЕЙ СКВАЖИН
(57) Реферат: Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи нефти. Обеспечивает снижение затрат на эксплуатацию с экономией ресурса газа газодающей скважины. Способ включает размещение на колонне насосно-компрессорных труб ниппель-воронки, пакера, скважинных камер с клапанами и регуляторов давления как в нефтяной, так и в газодающей скважинах и собственно эксплуатацию. Ниппель-воронку в колонне насосно-компрессорных труб газодающей скважины оборудуют регулятором давления газа, поддерживающим постоянное давление после себя в ней и по всей системе подачи газа. Ее выполняют с равнопроходными диаметрами до точки ввода газа в нефтяную скважину и без узлов дросселирования, включая точку ввода газа в колонну насосно-компрессорных труб нефтяной скважины. Рабочий газлифтный клапан в точке ввода газа настраивают так, что он открывается и перепускает газ через себя только по достижении заданного давления столба жидкости в точке его установки, но меньшем давления газа в этой же точке кольцевого пространства скважины. 1 з.п. ф-лы, 1 ил. Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи нефти. Известен способ газлифтной добычи нефти, где для подъема жидкости используется энергия газа, подаваемого в скважину от внешнего источника или отбираемого из газового пласта в разрезе этой же скважины [1]. При газлифтном способе добычи нефти подземная компоновка насосно-компрессорных труб оборудуется одним или несколькими пакерами, а также скважинными камерами, в которые устанавливаются газлифтные клапаны, служащие для плавного запуска газлифтной скважины в работу и подачи газа в колонну насосно-компрессорных труб при ее работе. Известен также способ эксплуатации фонтанных скважин с использованием газлифтного эффекта попутного нефтяного газа [2]. При этом способе для подъема жидкости из скважины используется энергия попутного нефтяного газа. Для чего компоновка насосно-компрессорных труб, в нижней ее части, оборудована обратным клапаном или регулятором забойного давления. Выше по стволу установлен пакер. Под пакером и над ним установлены скважинные камеры. В верхней имеется циркуляционный клапан, а в нижней установлен газлифтный клапан – ПРОТОТИП. Недостатком данного способа является то, что при низких значениях газового фактора в добываемой продукции или с ростом ее обводнения в процессе эксплуатации, этот способ перестает работать и скважину необходимо переводить на другие способы эксплуатации, неся дополнительные затраты, а также наличие сложного и дорогостоящего наземного оборудования по подготовке газа. Цель изобретения – автоматическое регулирование добывных возможностей скважин при снижении затрат на эксплуатацию с экономией ресурса газа газодающей скважины. Поставленная цель достигается тем, что ниппель-воронку в колонне насосно-компрессорных труб газодающей скважины оборудуют регулятором давления газа, поддерживающим постоянное давление после себя в ней, а следовательно, и по всей системе подачи газа, которую выполняют с равнопроходными диаметрами до точки ввода газа в нефтяную скважину и без узлов дросселирования, включая точку ввода газа в колонну насосно-компрессорных труб нефтяной скважины. Причем рабочий газлифтный клапан в точке ввода газа настраивают таким образом, что он открывается и перепускает газ через себя только при достижении заданного давления столба жидкости в точке его установки, но меньшем, чем давление газа в этой же точке кольцевого пространства скважины, а в случае оборудования ниппель-воронки нефтяной скважины регулятором забойного давления, его настраивают на давление открытия и закрытия по необходимому забойному давлению, но большем, чем давление столба жидкости в месте его установки, а рабочий газлифтный клапан настраивают таким образом, чтобы обеспечивать это давление. На чертеже представлена схема осуществления заявляемого способа газлифтной добычи нефти с автоматическим регулированием добывных возможностей скважин, где: 1 – эксплуатационная колонна газодающей скважины, 2 – комбинированная колонна насосно-компрессорных труб, 3 – пакер в газодающей скважине, 4 – скважинная камера с циркуляционным клапаном, 5 – ниппель-воронка с регулятором давления газа, 6 – линия подачи газа на нефтяные скважины, 7 – обратный клапан на устье нефтяной скважины, 8 – эксплуатационная колонна нефтяной скважины, 9 – колонна насосно-компрессорных труб, 10 – пакер в нефтяной скважине, 11 – скважинные камеры с пусковыми газлифтными клапанами, 12 – скважинная камера с рабочим газлифтным клапаном, 13 – ниппель-воронка с регулятором забойного давления, 14 – линия подачи жидкости на групповую замерную установку. Способ реализуется следующим образом. После спуска компоновок подземного оборудования в эксплуатационные колонны 1 – газодающей и 8 – нефтяной скважин газовый пласт газодающей скважины осваивают известным способом. Производят сборку линии подачи газа 6 в нефтяную скважину и оборудуют устье нефтяной скважины в точке ввода газа обратным клапаном – 7. Газ из газового пласта через ниппель-воронку и регулятор давления газа – 5 поступает в комбинированную колонну насосно-компрессорных труб – 2, а действие его на эксплуатационную колонну – 1 ограничено пакером – 3. Газ, проходя через регулятор давления газа – 5, за счет перепада давления и возникновения эффекта “Джоуля-Томпсона” сильно охлаждается, что в обычных условиях может привести к образованию гидратов, но за счет того, что на глубине установки регулятора температура окружающих скважину пород составляет несколько десятков градусов по Цельсию, газ опять нагревается и теплый газ подается в нефтяную скважину. Регулятор давления газа 5 пропускает газ через себя только до тех пор, пока давление за ним в комбинированной колонне насосно-компрессорных труб 2 не достигнет заданной величины, выбранной исходя из условия: Рг.доп > Рг.рег > Рж.mах, где Рг.доп – допустимое давление газа в эксплуатационной колонне нефтяной скважины; Рг. рег – расчетное значение давления газа после регулятора, при котором он закрывается; Рж.mах – максимально возможное давление столба жидкости в колонне насосно-компрессорных труб нефтяной скважины в точке ввода газа. Далее газ по линии подачи газа – 6 и через обратный клапан – 7 поступает в кольцевое пространство нефтяной скважины, вытесняя из нее жидкость в колонну насосно-компрессорных труб – 9 через скважинные камеры – 11, 12 с установленными клапанами. Когда уровень жидкости в кольцевом пространстве нефтяной скважины опустится ниже уровня верхней скважинной камеры, газ из кольцевого пространства, через скважинную камеру и пусковой газлифтный клапан, поступает в колонну насосно-компрессорных труб – 9, разгазируя столб жидкости над ним, тем самым способствуя выносу ее в линию подачи жидкости на групповую замерную установку – 14. Давление в колонне насосно-компрессорных труб – 9 падает, и уровень жидкости опускается ниже второй скважинной камеры с пусковым клапаном – цикл повторяется. Давление в колонне насосно-компрессорных труб – 9 падает еще больше, начинается приток жидкости из нефтяного пласта и через ниппель-воронку и регулятор забойного давления – 13 поступает в нее, а уровень жидкости в кольцевом пространстве скважины опускается ниже скважинной камеры с рабочим газлифтным клапаном – 12. Газ начинает поступать в колонну насосно-компрессорных труб через рабочий газлифтный клапан, а пусковые газлифтные клапаны, в скважинных камерах – 11, закрываются. Для предотвращения прорыва газа через ниппель-воронку и регулятор забойного давления – 13 между ней и скважинной камерой с рабочим газлифтным клапаном – 12 устанавливают пакер – 10. Приток из нефтяного пласта в колонну насосно-компрессорных труб – 9 через ниппель-воронку с регулятором забойного давления – 13 происходит до тех пор, пока забойное давление не снижается до расчетного, после чего регулятор забойного давления закрывается, прекращая приток жидкости из пласта в колонну насосно-компрессорных труб. В это время рабочий газлифтный клапан – 12 еще открыт, и газ через него поступает в колонну насосно-компрессорных труб, уменьшая давление столба жидкости над клапаном, а соответственно и над регулятором забойного давления – 13, при достижении расчетной величины этого давления клапан закрывается и прекращается поступление газа. Приток жидкости из пласта остановлен – растет забойное давление в нефтяной скважине, а вследствие прекращения потребления газа из газодающей скважины в линии подачи газа и на забое ее повышается давление. Когда давление газа в линии подачи и над регулятором давления газа – 5 в газодающей скважине – 1 достигнет максимального расчетного значения, регулятор давления газа закрывается и прекращает подачу газа из пласта в комбинированную колонну насосно-компрессорных труб – 2 и, соответственно, в нефтяную скважину. При достижении расчетной величины забойного давления в нефтяной скважине – 8 регулятор забойного давления – 13 открывается и пластовая жидкость поступает в колонну насосно-компрессорных труб – 9, вызывая подъем столба жидкости в них. Увеличивается давление над рабочим газлифтным клапаном до расчетного и он открывается, а так как в этот момент давление газа в кольцевом пространстве скважины выше, чем давление столба жидкости в колонне насосно-компрессорных труб, то газ начинает поступать в колонну насосно-компрессорных труб. Тем временем начинает падать давление газа в линии подачи газа – 6 и, соответственно, над регулятором давления газа – 5, при достижении расчетной величины давления регулятор открывается и газ из газового пласта по комбинированной колонне насосно-компрессорных труб – 2, через линию подачи газа – 6 поступает в нефтяную скважину – 8 и совершает работу по подъему жидкости – цикл повторяется. В предлагаемом способе отсутствует сложное наземное оборудование, связанное с подготовкой газа по отделению капельной жидкости и поддержанию определенной температуры газа в зависимости от “точки росы” из-за наличия узлов дросселирования в наземных коммуникациях. Таким образом, заявляемый способ более эффективен и экономичен по сравнению со способом прототипа и позволяет осуществлять более полную выработку запасов. ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ 1. Ш.К.Гиматудинов. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. – М.: “Недра”, 1983, с. 113-132. 2. Патент RU 2129208 С1, 20.03.99. Формула изобретения 1. Способ газлифтной добычи нефти с автоматическим регулированием добывных возможностей скважин, включающий размещение на колонне насосно-компрессорных труб ниппель-воронки, пакера, скважинных камер с клапанами и регуляторов давления как в нефтяной, так и в газодающей скважинах и собственно эксплуатацию, отличающийся тем, что ниппель-воронку в колонне насосно-компрессорных труб газодающей скважины оборудуют регулятором давления газа, поддерживающим постоянное давление после себя в ней, а следовательно, и по всей системе подачи газа, которую выполняют с равнопроходными диаметрами до точки ввода газа в нефтяную скважину и без узлов дросселирования, включая точку ввода газа в колонну насосно-компрессорных труб нефтяной скважины, причем рабочий газлифтный клапан в точке ввода газа настраивают так, что он открывается и перепускает газ через себя только по достижении заданного давления столба жидкости в точке его установки, но меньшем, чем давление газа в этой же точке кольцевого пространства скважины. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при оборудовании ниппель-воронки нефтяной скважины регулятором забойного давления его настраивают на давление открытия и закрытия по необходимому забойному давлению, но большее, чем давление столба жидкости в месте его установки, а рабочий газлифтный клапан настраивают так, чтобы обеспечивать это давление. РИСУНКИ
|
||||||||||||||||||||||||||
