СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОНЕФТЯНЫХ СКВАЖИН С ВЫСОКИМ ГАЗОВЫМ ФАКТОРОМ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/00 

Описание патента на изобретение RU2114283C1

Изобретение касается добычи нефти и газа и может быть использовано при эксплуатации скважин с высоким газовым фактором.

Известен способ, предусматривающий отстаивание нефти в скважине, отбор газа через кольцевое межтрубное пространство и периодическую откачку нефти [1].

Недостатком способа является то, что энергия газа не используется для подъема нефти на поверхность.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению является способ эксплуатации газонефтяных скважин с высоким газовым фактором, включающий подъем газожидкостной смеси по подъемному каналу, образованному пространством установленной в скважине насосно-компрессорной колонны или кольцевым пространством между этой колонной и стенками скважины [2].

Недостатком этого способа является то, что конкретному диаметру отверстий в перегородках соответствует узкий диапазон газожидкостного соотношения, при изменении которого в процессе эксплуатации скважины происходит существенное снижение дебита по жидкости. Кроме того, перегородки препятствуют проведению исследований в скважинах.

Технической задачей, стоящей перед изобретением, является обеспечение однородности потока газожидкостной смеси в скважинах, исключение или уменьшение возможности отбора газа без жидкости и обеспечение устойчивого режима работы скважины.

Для решения этой задачи по способу эксплуатации газонефтяных скважин с высоким газовым фактором, включающим подъем газожидкостной смеси по подъемному каналу, образованному пространством установленной в скважине насосно-компрессорной колонны или кольцевым пространством между этой колонной и стенками скважины, с поверхности в скважину подают отсепарированную нефть, которой частично или полностью заполняют пространство на приеме подъемного канала.

Кроме того, производят регулирование режима эксплуатации скважин по буферному давлению и за счет расхода и давления подачи отсепарированной нефти.

Повышение однородности смеси ведет к увеличению дебита скважины по жидкости, рациональному использованию энергии газа и понижает буферное давление в скважине.

На чертеже приведена возможная схема обвязки газонефтяной скважины для эксплуатации ее по предложенному способу.

Газонефтяная скважина 1 подключена к трехфазному сепаратору 2, из которого отсепарированную нефть насосом 3 через регулирующий клапан 4 и счетчик 5 подают в межтрубное пространство скважины и частично или полностью заполняет его.

Нефть из межтрубного пространства поступает на прием насосно-компрессорной колонны 6, при этом она смешивается с пластовой жидкостью и газом, который частично или полностью растворяется в ней, что значительно повышает однородность газожидкостной смеси, поток которой за счет энергии газа по колонне 6 поднимается на поверхность и через клапан 7 и замерную установку 8 поступает в сепаратор.

Регулирование режима эксплуатации скважины производят по буферному давлению и изменению дебита за счет варьирования расходом и давлением закачиваемой в скважину нефти, при этом в межтрубном пространстве скважины поддерживают расчетный уровень нефти.

Для снижения давления газа на приеме канала (колонны) 6 ниже его в скважине может быть установлен штуцер (не показан).

Пример расчетов для реализации способа.

Исходные данные: глубина скважины (до перфорации) H 2940 м; пластовое давление Pпл 307 кгс/см2; давление насыщения Pн 215 кгс/см2; пластовая температура tпл 104oC; газосодержание Г 449 м3/т (360 м33); объемный коэффициент 2,215; усадка 54,1%; плотность нефти в пласте ρпл. 555 кг/м3; плотность сепарированной нефти ρсеп. 803 кг/м3; плотность газа ρг. 1,139 кг/м3.

Буферное давление на закрытую задвижку в случае прорыва газа , где γг300

- удельный вес газа при давлении 300 кгс/см2.

= 66 кгс/м3 = 0,066 г/см3.

= 307 - 0,1 2490 0,066 = 287,6 кгс/см2,
при этом забойное давление .

Для определения буферного давления задают депрессию ΔP из расчета, чтобы забойное давление было выше давления насыщения на 2 кгс/см2.

ΔP = Pпл - Pн - 2 = 307 - 215 - 2 = 90 кгс/см2.

Тогда забойное давление Pз = Pпл -ΔP = 307 - 90 = 217 кгс/см2;
а буферное давление при открытой задвижке будет
,
где
γг200

- удельный вес газа при давлении 200 кгс/см2.

= 50 кгс/м3 = 0,05 г/см3,
= 217 - 0,1 2940 0,05 = 202,3 кгс/см2.

Для определения буферного давления Pб для случая эксплуатации скважины с закачкой нефти аналогично задают забойное давление
Pз.>Pн.•Pз.= Pпл.-ΔP = 307 - 90 = 217 кгс/см2.

Тогда буферное давление Pб = Pз.-0,1Hγср, , где γcp. - средний удельный вес нефти в затрубном пространстве.

γcp. можно определить из следующей зависимости:

следовательно, Pб = 217 - 0,1 : 2940 0,679 = 17,3 кгс/см2.

Таким образом, даже при полном заполнении межтрубного пространства нефтью на буфере скважины имеется потенциальная энергия для транспортирования продукции скважины до дожимной насосной станции. Давление на выкиде насоса с учетом потерь в трубопроводе и скважине должно составлять порядка 25 кгс/см2. Следовательно, для подачи нефти в скважину можно использовать агрегат ЦА-320.

Реализация способа позволяет создать в насосно-компрессорной колонне устойчивый газовый лифт для подъема жидкости на поверхность и использовать в промысловых системах сбора нефти, газа и воды серийное оборудование.

Похожие патенты RU2114283C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ 1996
  • Гасумов Рамиз Алиджавад Оглы
  • Перейма А.А.
  • Дубенко В.Е.
RU2121569C1
СПОСОБ ДОБЫЧИ ГАЗА ИЗ ВОДОНОСНОГО ПЛАСТА 1997
  • Говдун В.В.
  • Кудрин И.В.
RU2134773C1
СПОСОБ ВЫНОСА ЖИДКОСТИ С ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ ГАЗОМ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ 1998
  • Муллаев Б.Т.-С.
  • Максутов Р.А.
  • Гафаров Н.А.
  • Вдовин А.А.
  • Тиньков И.Н.
  • Корнев Б.П.
  • Зайцев С.И.
  • Саенко О.Б.
  • Саркисов Э.И.
RU2148705C1
СПОСОБ СВАБИРОВАНИЯ СКВАЖИНЫ 2010
  • Хисамов Раис Салихович
  • Шафигуллин Ринат Ильдусович
  • Торикова Любовь Ивановна
  • Исаков Владимир Сергеевич
  • Мусаев Гайса Лёмиевич
RU2410532C1
ПОДЗЕМНАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА 1996
  • Гильманов А.А.
  • Павлов Г.А.
RU2107809C1
СПОСОБ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИНЫ С УРОВНЕМ ПЛАСТОВОЙ ЖИДКОСТИ НИЖЕ БАШМАКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ 1996
  • Шмельков В.Е.
  • Гасумов Рамиз Алиджавад Оглы
  • Романов В.В.
  • Козлов Н.Б.
  • Лексуков Ю.А.
RU2121567C1
СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ НИЗКОПРОДУКТИВНЫХ ОБВОДНЕННЫХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН 2011
  • Кононов Алексей Викторович
  • Кувандыков Ильис Шарифович
  • Степовой Константин Владимирович
  • Гурьянов Валерий Владимирович
  • Олейников Олег Александрович
RU2463440C1
СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ГАЗОНЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ 1999
  • Гаврилов В.П.
  • Штырлин В.Ф.
RU2143064C1
СПОСОБ ВЫЗОВА ПРИТОКА ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА ИЗ СКВАЖИНЫ 2011
  • Махмутов Ильгизар Хасимович
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
  • Асадуллин Марат Фагимович
  • Салимов Олег Вячеславович
RU2472925C1
СПОСОБ ВОЗБУЖДЕНИЯ СКВАЖИНЫ ПУТЕМ ПЕРЕМЕННЫХ ДАВЛЕНИЙ 1994
  • Говдун В.В.
  • Димитров И.Е.
  • Кучеровский В.М.
  • Крашенинников Л.И.
RU2090748C1

Реферат патента 1998 года СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОНЕФТЯНЫХ СКВАЖИН С ВЫСОКИМ ГАЗОВЫМ ФАКТОРОМ

Сущность изобретения: по способу эксплуатации газонефтяных скважин с высоким газовым фактором осуществляют подъем газожидкостной смеси по подъемному каналу. Этот канал образуют пространством установленной в скважине насосно-компрессорной колонны или кольцевым пространством между этой колонной и стенками скважины. С поверхности в скважину подают отсепарированную нефть. Этой нефтью частично или полностью заполняют пространство на приеме подъемного канала, 1 з.п.ф-лы, 1 ил.

Формула изобретения RU 2 114 283 C1

1. Способ эксплуатации газонефтяных скважин с высоким газовым фактором, включающий подъем газожидкостной смеси по подъемному каналу, образованному пространством установленной в скважине насосно-компрессорной колонны или кольцевым пространством между этой колонной и стенками скважины, отличающийся тем, что с поверхности в скважину подают отсепарированную нефть, которой частично или полностью заполняют пространство на приеме подъемного канала. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что производят регулирование режима работы скважины по буферному давлению и за счет расхода и давления подачи отсепарированной нефти.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 1998 года RU2114283C1

SU, авторское свидетельство, 899866, кл
Выбрасывающий ячеистый аппарат для рядовых сеялок 1922
  • Лапинский(-Ая Б.
  • Лапинский(-Ая Ю.
SU21A1
SU, авторско е свидетельство, 1146415, кл
Выбрасывающий ячеистый аппарат для рядовых сеялок 1922
  • Лапинский(-Ая Б.
  • Лапинский(-Ая Ю.
SU21A1

RU 2 114 283 C1

Авторы

Гильманов А.А.

Павлов Г.А.

Даты

1998-06-27Публикация

1996-01-03Подача