СПОСОБ УДАЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ ИЗ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СКВАЖИНЫ И УСТАНОВКА ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для удаления жидкости из газоконденсатной скважины.

Известен способ удаления жидкости из газовой скважины путем газлифта и установка для его осуществления, заключающийся в последовательном создании репрессии и депрессии на пласт в начальный момент эксплуатации скважины для улучшения проницаемости призабойной зоны пласта. Затем, используя струйный аппарат, переходят к газлифтному способу выноса жидкости из скважины. Нагнетаемый с поверхности газ выступает в роли рабочего агента, а инжектируемой средой является скважинная жидкость [1].

Недостатком рассмотренного выше способа удаления жидкости из газовой скважины является то, что его невозможно эффективно использовать в процессе эксплуатации сильно обводненных глубоких скважин.

Известна установка для газлифтной эксплуатации скважины, включающая оборудование устья скважины, колонну насосно-компрессорных труб с пакером, установленный на устье скважины источник газа и размещенный в полости насосно-компрессорных труб над пакером струйный насос, а также гидродинамический генератор колебаний давления, размещенный внутри колонны насосно-компрессорных труб под пакером, и установленный между струйным насосом и гидродинамическим генератором колебаний давления гидромеханический вибратор, вход которого гидродинамически связан с подпакерным пространством, а выход c трубным [1].

Недостатком вышеописанной установки для газлифтной эксплуатации скважин является то, что установку невозможно использовать при эксплуатации глубоких сильно обводненных скважин, а также сложность конструкции.

Наиболее близким к заявленному решению (взятому в качестве прототипа) является способ удаления жидкости из газовой скважины, реализованный в лифте замещения для периодической эксплуатации газлифтных скважин. Реализация способа с помощью данного устройства осуществляется следующим образом. Скважинная жидкость заполняет периодически камеру замещения через обратные клапаны. Газ, нагнетаемый компрессором в межтрубное пространство, попадая через рабочий клапан в НКТ, вытесняет также периодически из камеры замещения жидкость в НКТ и далее на поверхность. При этом давление внутри камеры замещения больше, чем пластовое, поэтому приемный клапан закрывается и повышенное давление в камере замещения не передается на забой, а второй обратный клапан предотвращает только попадание песка из лифтируемой жидкости на приемный клапан за счет дополнительной периодической продувки [2].

Недостатком способа, взятого в качестве прототипа, является невозможность его применения в скважинах с большими глубинами. В условиях низкого давления рабочего газа, когда давление газа ниже гидростатического давления газожидкостной смеси в НКТ, способ не обеспечивает вынос жидкости из скважины.

Задачей изобретения в способе удаления жидкости из газоконденсатной скважины и установки для его осуществления является повышение эффективности эксплуатации газоконденсатной скважины за счет снижения противодавления на продуктивную часть пласта путем создания депрессии на пласт, а также упрощение конструкции установки для его осуществления.

Задача решается тем, что в способе удаления жидкости из газоконденсатной скважины, включающем оборудование ее колонной насосно-компрессорных труб с камерой замещения, подачу газа в межтрубное пространство и камеру замещения, разряжение призабойной зоны и последующее лифтирование скважинной жидкости с вытеснением ее на поверхность, при этом колонну насосно-компрессорных труб дополнительно оборудуют камерой накопления, а при подаче газа в межтрубное пространство и камеру замещения его одновременно подают в камеру накопления и создают период накопления скважинной жидкости и период ее вытеснения, при этом в период накопления газ подают с меньшим давлением, чем в период вытеснения, а разряжение призабойной зоны и лифтирование скважинной жидкости осуществляют циклами в камере накопления, где дополнительно осуществляют цикл диспергирования скважинной жидкости.

Задача решается также тем, что подачу газа в межтрубное пространство осуществляют с расходом, который уменьшают пропорционально росту продуктивности скважины по газу.

Задача также решается тем, что в установке для удаления жидкости из газоконденсатной скважины, включающей оборудование устья скважины, колонну насосно-компрессорных труб с камерой замещения, нижним рабочим клапаном, струйным аппаратом и приемным обратным клапаном, расположенным под нижним рабочим клапаном, дополнительно установлен обратный клапан под камерой замещения и над струйным аппаратом, а также дополнительно установлен обратный клапан, расположенный под обратным клапаном и над нижним рабочим клапаном, и пакером, размещенным на колонне насосно-компрессорных труб над струйным аппаратом и выполненным таким образом, что надпакерное межтрубное пространство связано с рабочим соплом струйного аппарата дополнительным каналом для изоляции газа от подпакерного пространства скважины, при этом нижний рабочий клапан выполнен в виде обратного клапана, расположенного в дополнительном канале в пределах его наружного диаметра и имеющего ось, параллельную оси рабочего сопла струйного аппарата.

Задача также решается тем, что установка снабжена как минимум одной дополнительной камерой замещения с ее обратным и газлифтным клапанами.

Задача также решается тем, что обратный клапан нижней камеры замещения расположен между газлифтным клапаном и струйным аппаратом.

Задача также решается тем, что дополнительный обратный клапан установлен выше струйного аппарата на величину, меньшую напора, развиваемого струйным аппаратом.

Существенными отличительными признаками изобретения в сравнении с прототипом для способа удаления жидкости из скважин являются следующие: -
- колонну насосно-компрессорных труб дополнительно оборудуют камерой накопления;
- при подаче газа в межтрубное пространство и камеру замещения его одновременно подают в камеру накопления и создают период накопления скважинной жидкости и период ее вытеснения;
- при этом в период накопления газ подают с меньшим давлением, чем в период вытеснения;
- разряжение призабойной зоны и лифтирование скважинной жидкости осуществляют циклами в камере накопления, где дополнительно осуществляют цикл диспергирования скважинной жидкости;
- подачу газа в межтрубное пространство осуществляют с расходом, который уменьшают пропорционально росту продуктивности скважины по газу.

Существенными отличительными признаками установки для удаления жидкости из газоконденсатной скважины являются следующие:
- установка снабжена обратным клапаном под камерой замещения и над струйным аппаратом;
- установка снабжена дополнительным обратным клапаном, расположенным под обратным клапаном и над нижним рабочим клапаном, и пакером, размещенным на колонне насосно-компрессорных труб, над струйным аппаратом и выполненным таким образом, что надпакерное межтрубное пространство связано с рабочим соплом струйного аппарата дополнительным каналом для изоляции газа от подпакерного пространства скважины;
- нижний рабочий клапан выполнен в виде обратного клапана, расположенного в дополнительном канале в пределах его наружного диаметра и имеющего ось, параллельную оси рабочего сопла струйного аппарата;
- установка снабжена как минимум одной дополнительной камерой замещения с ее обратным и газлифтным клапанами;
- обратный клапан нижней камеры замещения расположен между газлифтным клапаном и струйным аппаратом;
- дополнительный обратный клапан установлен выше струйного аппарата на величину, меньшую напора, развиваемого струйным аппаратом.

Вышеприведенные существенные отличительные признаки изобретения не известны из патентной и научно-технической информации и в совокупности с известными признаками позволяют решить задачу, поставленную изобретением. А это позволяет сделать вывод, что изобретение является "новым".

Изобретение соответствует критерию "изобретательский уровень", так как не является очевидным для среднего специалиста в данной отрасли знаний.

Изобретение "промышленно применимо", так как успешно прошло стендовые и скважинные исследовательские испытания.

На фиг. 1 показана схема предлагаемой установки. Колонна насосно-компрессорных труб 1 пакеруется в эксплуатационной колонне 2 с помощью пакера 3. В нижней части колонны 1 установлен приемный клапан 4. Ниже пакера 3 расположен струйный аппарат, состоящий из приемной камеры 5, конфузора 6, камеры смешения 7, диффузора 8 и рабочего сопла 9.

Вход рабочего сопла 9 через клапан 10 и газоподводящий канал 11 связан с надпакерным пространством. Выше диффузора 8 установлен обратный клапан 12. Колонна 1 оснащена газлифтными клапанами 13 и 14. Ниже каждого газлифтного клапана в колонне НКТ установлены обратные клапаны 12 и 15 типа "седло-шарик". Часть внутреннего пространства, заключенного между клапанами 4 и 15, образует камеру накопления.

Другая часть внутреннего пространства между устьевой арматурой скважины 16 и клапаном 15 образует камеру замещения. Причем таких камер замещения может быть несколько в зависимости от параметров скважины, пласта и давления рабочего газа.

Устьевая арматура 16 оборудована задвижкой 17, связывающей полость НКТ с выкидной линией, и электро- или пневмоприводной задвижкой 18 для регулирования подачи рабочего газа в межтрубное пространство.

На фиг. 2 показан узел установки обратного клапана струйного аппарата. Узел состоит из эксплуатационной колонны 1, рабочего сопла 2, переводника 3, клапана 4. Переводник 3 и рабочее сопло 2 образуют между собой приемную камеру 5, куда через канал 6 поступает эжектируемая жидкость.

Рабочий газ подводится к соплу 2 через обратный клапан 4, представляющий собой конструкцию типа "седло-шарик", и канал 7. Клапан выполнен в корпусе струйного аппарата по оси, параллельной оси рабочего сопла 2.

Способ работы устройства осуществляется в следующей последовательности. После монтажа скважинного и устьевого оборудования жидкость глушения выводится из НКТ путем подачи газа высокого давления через задвижку 18 и клапан 14. По мере выноса жидкости из НКТ ее уровень между колоннами 1 и 2 падает ниже местоположения клапана 14. Продолжением нагнетания газа достигают дальнейшего понижения уровня жидкости глушения вследствие ее перемещения в колонну 1 через клапаны 10, 12 и 13. При этом давление газа обеспечивает вынос жидкости из колонны 1 в выкидную линию через задвижку 17. Таким образом, осуществляется процесс освоения скважины.

После выноса жидкости глушения и появления газа, пластовой воды и их смеси скважину переводят в режим эксплуатации, который осуществляют следующим образом. При снижении производительности скважины по газу через задвижку 18 подают рабочий газ, который по пространству между колоннами 1 и 2 газоподводящему каналу 11 через клапан 10 поступает в рабочее сопло 9 струйного аппарата и далее в скважинную жидкость (струйный аппарат погружен в жидкость), в результате чего происходит ее диспергация и вынос через камеру смешения 7, диффузор 8 в полость камеры накопления выше клапана 12. Таким образом, обеспечивается эжектирование (подсос) жидкости с забоя скважины и создание дополнительной депрессии, повышающей продуктивность скважины по газу.

Рабочий и пластовый газы и жидкость поступают в камеру накопления выше клапана 12, где газ, сепарируясь, поступает на поверхность через задвижку 17. При этом значительная часть жидкости скапливается в пространстве между клапанами 12 и 15. Процесс скопления жидкости происходит до тех пор, пока давление жидкости над клапаном 12 не превысит давление потока со стороны струйного аппарата. Это и приводит к закрытию клапана 12.

Следующий цикл эксплуатации заключается в выносе жидкости из камеры накопления в камеру замещения выше клапана 15. Это может быть осуществлено двумя способами.

Первый способ. Последовательная работа камеры накопления и камеры замещения. После того как клапан 12 закроется, повышением давления рабочего газа открывают клапан 13 и вытесняют скопившуюся жидкость в камеру замещения выше клапана 15. По мере того как жидкость будет выноситься из камеры накопления, клапан 12 откроется, что повлечет за собой снижение давления рабочего газа. В этот период повышением давления рабочего газа открывают газлифтный клапан 14 и газ подается в камеру замещения. При этом в зависимости от уровня жидкости, скопившейся над клапаном 15, он может быть закрытым или открытым. Если клапан закрыт, то часть газа работает на вытеснение жидкости из камеры замещения на поверхность, а другая часть поступает через клапан 13 (давление его открытия с учетом температуры на глубине спуска меньше давления открытия клапан 14) и через клапан 10 в камеру накопления, обеспечивая тем самым ее работу в период работы камеры замещения. При работе камеры замещения давление на выкидной линии скважины увеличивается, а после освобождения от жидкости - уменьшается. После этого давление рабочего газа уменьшают, клапан 14 закрывается и работа установки повторяется в цикле, начиная с работы камеры накопления.

Второй способ. Одновременная работа камеры накопления и камеры замещения. В ходе эксплуатации обводняющейся газовой (газоконденсатной) скважины ее продуктивность по газу и по воде может изменяться. Поэтому в скважине могут возникнуть условия, когда расход и давление пластового газа и расход и давление рабочего газа, проходящих через струйный аппарат, обеспечат равномерный вынос жидкости в камеру замещения, т. е. клапаны 4, 12 и 15 будут открыты, и выносимая скважиной жидкость будет скапливаться в камере замещения. В этом случае повышением давления рабочего газа открывают клапаны 13 и 14 и обеспечивают полный вынос жидкости на поверхность.

Таким образом, реализация данного способа эксплуатации обеспечивает периодический вынос жидкости с забоя скважины в условиях, когда давление рабочего газа меньше гидростатического давления газожидкостной смеси в колонне 1.

Пример конкретного выполнения. Необходимо рассчитать компоновку подземного оборудования обводненной скважины Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения. Глубина скважины 3239 м; диаметр эксплуатационной колонны 168 мм; лифтовая колонна собрана из НКТ диаметром 73 мм; интервал перфорации 3239-3189 м; коэффициент продуктивности скважины по жидкости составляет 9,96 м³/МПа•сут; плотность жидкости (пластовая вода) равна 1165 кг/м³; пластовое давление находится на уровне 11,9 МПа; максимальное давление рабочего газа на устье составляет 6,3 МПа; максимально возможный расход рабочего газа достигает 67 тыс. м³/сут; температура газа на устье равна 5^oC; плотность газа составляет 0,678 кг/м³.

В обоснование параметров компоновки входят расчеты: а) высоты камеры накопления и глубины установки ее газлифтного клапана; б) размеров основных конструктивных элементов струйного аппарата; в) глубины установки обратного клапана камеры накопления.

1. Расчет размеров камеры накопления и глубины установки ее газлифтного клапана.

Расчет ведется с использованием РД 39-1-290-79. Типовая методика расчета фонтанного и газлифтного подъемников. - Введ. 1.06.80. - М.: ВНИИ, 1980. - 52 с.

Учитывается, что в процессе эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин их продуктивность по жидкости и газу может меняться. Следовательно, камера накопления газлифтной установки должна обеспечивать продуцирование скважины с разными дебитами по жидкости. Анализ геолого-промысловой информации по Вуктыльскому НГКМ показывает, что дебит скважины по жидкости может составлять 0. ..50 м³/сут. Поэтому высота камеры накопления и ее газлифтный клапан должны обеспечивать вынос жидкости в этих же пределах - 0... 50 м³/сут.

Глубина установки приемного клапана принимается из условия его максимального приближения к забою - 3220 м.

На фиг. 3 представлены результаты расчетов соотношения высоты камеры накопления и глубины установки в ней газлифтного клапана для дебитов по жидкости 20 м³/сут. и 50 м³/сут. Для дебита 50 м³/сут. подбираются наиболее приемлемые параметры камеры накопления, как показано на фиг. 3 (пунктирная линия со стрелками).

Например, высота камеры накопления выбирается равной 1500 м. Тогда глубина установки верхнего обратного клапана составит 3220 - 1500 = 1720 м. При этом, если минимальная продуктивность скважины по жидкости составит 9,96 м³/МПа•сут, то минимальная глубина установки газлифтного клапана (отсчитанная от верхнего обратного клапана) для дебита 50 м³/сут составит 1314 м, т.е., установив на эту глубину газлифтный клапан, получают оптимальный расход газа на добычу 50 м³/сут жидкости. Клапан можно установить и ниже (вплоть до 1500 м). Но при этом следует иметь в виду два обстоятельства: с одной стороны, будет иметь место перерасход рабочего газа в расчете на 1 м³ поднимаемой жидкости, с другой стороны, при увеличении продуктивности скважины по жидкости соотношение расхода рабочего газа и количества добываемой жидкости будет иметь тенденцию к улучшению.

При обводнении скважин Вуктыльского НГКМ характерен рост коэффициента продуктивности по жидкости. Поэтому максимально приближают газлифтный клапан к пакеру, например, выше глубины его спуска на 3 м. А сам пакер устанавливают над верхней границей интервала перфорации (исходя из необходимости создания максимальной депрессии на пласт) - на глубину 3189 м.

Глубина установки газлифтного клапана камеры накопления при этом составит: 3189 - 3 = 3186 м, т. е. глубина спуска газлифтного клапана относительно верхнего обратного клапана составит 3186 - 1720 = 1466 м.

2. Расчет струйного аппарата.

Расчет проводится по методике, изложенной в (Соколов Е.Я., Зингер Н.М. Струйные аппараты. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - С. 203-212). В результате расчетов выбраны следующие размеры основных конструктивных элементов струйного аппарата: диаметр сопла 6 мм; диаметр камеры смешения 19 мм; расстояние между соплом и камерой смешения 22 м.

3. Расчет установки обратного клапана камеры накопления.

На фиг. 4 представлена характеристика рабочих параметров струйного аппарата, полученная на промысловом стенде Вуктыльского газопромыслового управления. Из фиг. 3 следует, что развиваемый напор (P) струйного аппарата составляет ≈ 0,33 МПа. Исходя из этого и плотности пластовой жидкости (ρ), равной 1165 кг/м³, определится максимальная высота потока (h_max) после струйного аппарата:
h_max = P/pg = (0,33•10⁶):(1165•9,81) = 28,9 м
Таким образом, обратный клапан над струйным аппаратом не может быть поднят выше 28 м.

В целом, исходя из приведенных расчетов и рассуждений, представляется обоснованной следующая компоновка скважинного оборудования:
глубина установки приемного клапана 3220 м;
глубина установки струйного аппарата 3215 м (максимально приближается к нижней границе интервала перфорации);
глубина установки обратного клапана камеры накопления выбирается из следующих условий: высота его установки не должна превышать 28,9 м над струйным аппаратом и быть ниже места установки газлифтного клапана камеры накопления. Отсюда расстояние от газлифтного клапана до струйного аппарата равно: 3215 - 1 (длина струйного аппарата) - 3186 = 28 м, т. е. обратный клапан может быть установлен в любом месте интервала 3215 - 3186 м. Исходя из соображений целесообразности устанавливают обратный клапан камеры накопления на 3 м ниже газлифтного клапана.

Способ удаления жидкости из газоконденсатной скважины и установка для его осуществления успешно прошли стендовые и промысловые испытания.

Использование: в нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для удаления жидкости из газоконденсатной скважины. Обеспечивает повышение эффективности эксплуатации газоконденсатной скважины за счет снижения противодавления на продуктивную часть пласта, а также за счет упрощения конструкции. Сущность изобретения: по способу скважину оборудуют насосно-компрессорными трубами (НКТ) с камерой замещения и камерой накопления. В межтрубное пространство в камеру замещения и камеру накопления подают газ. При этом создают период накопления скважинной жидкости и период ее вытеснения. В период накопления газ подают с меньшим давлением, чем в период вытеснения. Осуществляют разряжение призабойной зоны и последующее лифтирование скважинной жидкости. Эти операции осуществляют циклами в камере накопления. В этой камере дополнительно осуществляют цикл диспергирования скважинной жидкости. Установка по способу включает оборудование устья сважины, НКТ с камерой замещения, нижним рабочим клапаном, струйным аппаратом и приемным обратным клапаном. Он расположен под нижним рабочим клапаном. Устройство под камерой замещения и над струйным аппаратом имеет обратный клапан. Над нижним рабочим клапаном и под обратным клапаном расположен дополнительный обратный клапан. На НКТ над струйным аппаратом размещен пакер. Он выполнен таким образом, что надпакерное межтрубное пространство связано с рабочим соплом струйного аппарата дополнительным каналом. Нижний рабочий клапан выполнен в виде обратного клапана. Он расположен в дополнительном канале и имеет ось, параллельную оси рабочего сопла струйного аппарата. 2 с. и 4 з.п.ф-лы, 4 ил.

1. Способ удаления жидкости из газоконденсатной скважины, включающий оборудование ее колонной насосно-компрессорных труб с камерой замещения, подачу газа в межтрубное пространство и камеру замещения, разряжение призабойной зоны и последующее лифтирование скважинной жидкости с вытеснением ее на поверхность, отличающийся тем, что колонну насосно-компрессорных труб дополнительно оборудуют камерой накопления, а при подаче газа в межтрубное пространство и камеру замещения его одновременно подают в камеру накопления и создают период накопления скважинной жидкости и период ее вытеснения, при этом в период накопления газ подают с меньшим давлением, чем в период вытеснения, а разряжение призабойной зоны и лифтирование скважинной жидкости осуществляют циклами в камере накопления, где дополнительно осуществляют цикл диспергирования скважинной жидкости. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что подачу газа в межтрубное пространство осуществляют с расходом, который уменьшают пропорционально росту продуктивности скважины по газу. 3. Установка для удаления жидкости из газоконденсатной скважины, включающая оборудование устья скважины, колонну насосно-компрессорных труб с камерой замещения, нижним рабочим клапаном, струйным аппаратом и приемным обратным клапаном, расположенным под нижним рабочим клапаном, отличающаяся тем, что она снабжена обратным клапаном под камерой замещения и над струйным аппаратом, дополнительным обратным клапаном, расположенным под обратным клапаном и над нижним рабочим клапаном, и пакером, размещенным на колонне насосно-компрессорных труб над струйным аппаратом и выполненным таким образом, что надпакерное межтрубное пространство связано с рабочим соплом струйного аппарата дополнительным каналом для изоляции газа от подпакерного пространства скважины, при этом нижний рабочий клапан выполнен в виде обратного клапана, расположенного в дополнительном канале в пределах его наружного диаметра и имеющего ось, параллельную оси рабочего сопла струйного аппарата. 4. Установка по п. 3, отличающаяся тем, что она снабжена как минимум одной дополнительной камерой замещения с ее обратным и газлифтным клапанами. 5. Установка по п. 4, отличающаяся тем, что обратный клапан нижней камеры замещения расположен между газлифтным клапаном и струйным аппаратом. 6. Установка по п. 3, отличающаяся тем, что дополнительный обратный клапан установлен выше струйного аппарата на величину, меньшую напора, развиваемого струйным аппаратом.