СПОСОБ УПРАВЛЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и предназначено для установления и поддержания оптимального газлифтного процесса, а также для оперативного контроля стабильности работы газлифтных скважин с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД).

Известен способ оптимизации режима эксплуатации газлифтной скважины, сущность которого заключается в измерении буферного давления во времени для различных значений расхода рабочего агента и определении двух точек изменения скорости буферного давления во времени, по которым находят верхнюю и нижнюю границы режима эксплуатации газлифтной скважины [1].

Однако определить верхнюю и нижнюю границы режима эксплуатации газлифтной скважины с АНПД (аномально низкие пластовые давления) практически невозможно, так как измерение расхода рабочего газа, как доказал эксперимент, в пределах от 5,0 до 45,0 тыс. м³/сут приводит к незначительному изменению давлений в затрубном пространстве, а на буфере оно практически остается постоянным и равно давлению в газосборной системе. Увеличение же расхода рабочего газа (агента) более 45,0 тыс. м³/сут приводит к его поглощению пластом.

Известен способ управления эксплуатацией газлифтной скважины для установления и поддержания оптимального режима газлифтного процесса, который принят нами за прототип [2]. Недостатком данного технического решения является то, что для установления оптимального режима необходимо определить минимальные значения давления газожидкостной продукции в интервале от забоя до точки ввода рабочего тела. Причем для определения минимального значения давления необходимо выполнить замеры давления при различных расходах рабочего газа, т.е. провести исследования при различных расходах рабочего газа с замером давления на каждом режиме рабочего газа.

При различных диаметрах лифтовых колонн и их длины, различных давлениях рабочего газа для определения минимального значения давления газожидкостной продукции необходимо проводить исследования в каждой конкретной скважине. При значительном количестве газлифтных скважин предложенный способ трудно практически использовать.

Следовательно, способ, взятый нами в качестве прототипа, в газлифтных скважинах с АНПД использовать нельзя.

Задачей изобретения является сокращение времени на проведение исследований и осуществление оперативного контроля за стабильностью работы газлифтных скважин, при минимальных расходах рабочего газа и минимальном его давлении в точках его ввода, т.е. при максимальной депрессии. Поставленная задача решается тем, что в способе управления эксплуатацией газлифтной скважины путем установления максимальной депрессии на пласт, регулирования расхода рабочего газа и измерения изменения затрубного давления во времени дополнительно замеряют дебит газа сепарации и по замеру давления рабочего газа в затрубном пространстве и замеру дебита газа сепарации по номограммам определяют давление и скорость восходящего потока газожидкостной продукции у башмака лифтовой колонны, при этом расход рабочего газа поддерживают из условия обеспечения скорости восходящего потока у башмака лифтовой колонны в пределах 1,3 - 2,5 м/с, которые экспериментально определены по ранее проведенным исследованиям.

Существенными отличительными признаками заявляемого изобретения являются:
1. Дополнительно замеряют дебит газа сепарации и по давлению рабочего газа в затрубном пространстве и замеру дебита газа сепарации по номограммам определяют давление и скорость восходящего потока газожидкостной продукции у башмака лифтовый колонны.

2. При этом расход давления газа поддерживают из условия обеспечения скорости восходящего у башмака лифтовой колонны в пределах 1,3 - 2,5 м/с.

Заявленные существенные отличительные признаки нам были неизвестны из патентной и научно-технической информации и в связи с этим мы считаем, что они являются "новыми", т.е. соответствуют критерию "новизна".

Анализ патентной и научно-технической информации показал, что заявленное техническое решение не является очевидным для среднего специалиста в нашей области знаний.

В связи с этим мы считаем, что заявленное техническое решение соответствует критерию "изобретательский уровень".

Что же касается промышленной применимости, то заявленное техническое решение легко осуществимо в практическом исполнении.

Заявленный способ осуществляется в следующей последовательности.

На газовых или газоконденсатных месторождениях с АНПД эксплуатировать обводненные скважины можно только с постоянным или периодическим удалением жидкости из их стволов.

С точки зрения простоты практического осуществления удаления жидкости наиболее надежным способом эксплуатации следует считать газлифтный или эрлифтный способы.

Для газлифтных скважин с АНПД (аномально низким пластовым давлением) изменение расхода рабочего газа в пределах от 5,0 до 45,0 тыс. м³/сут, как показал эксперимент не приводит к существенному изменению давления в точке ввода рабочего газа для лифта диаметром 89 мм и его длине от 2600 до 3200 м. Газлифтная скважина с АНПД эксплуатируется при минимальном давлении в точке ввода рабочего газа, т.е. эксплуатируется при максимальной депрессии.

Для оперативного контроля за стабильностью работы газлифтных скважин и установления оптимального режима их эксплуатации используют две номограммы, позволяющие решить поставленные задачи, путем непосредственных замеров давления рабочего газа в затрубном пространстве и дебита газа сепарации (пластовый газ + рабочий газ).

Под стабильной работой газлифтовый скважины следует понимать такой режим ее эксплуатации, при котором обеспечивается условие выноса жидкости из лифтовой колонны при минимальном расходе рабочего газа (рабочего агента). Основным критерием стабильной работы газлифтовой скважины является величина минимально необходимой скорости у башмака лифтовой колонны или у башмака насосно-компрессорных труб (НКТ), которую можно определить только по результатам специальных исследований. На основании специальных исследований в газлифтных скважинах экспериментально установлены верхний и нижний пределы минимально необходимой скорости, которые определены равными 1,3 и 2,5 м/с.

На основании этих исследований построены две номограммы:
а) номограмма для определения давления у башмака лифтовой колонны в зависимости от давления рабочего газа в затрубном пространстве (фиг.1);
б) номограмма (фиг.2) для определения скорости восходящего потока газожидкостной продукции у башмака лифтовой колонны в зависимости от давления у его башмака и дебита газа сепарации (дебит пластового газа + расход рабочего газа).

По номограмме (фиг.1) по оси абсцисс нанесены значения давления рабочего газа в затрубном пространстве, а по оси ординат значения давлений у башмака лифтовой колонны при ее наружном диаметре 89,0 мм (3'') и длине 3200 м.

Эта номограмма построена для эксплуатационных колонн с диаметром 168 мм, в которых наиболее рациональными с точки зрения обеспечения минимальных потерь давления на трение являются лифтовые колонны с диаметром 89,0 мм.

Замерив давление рабочего газа в затрубном пространстве, на оси абсцисс находят точку, соответствующую замеренному давлению, и восстанавливают перпендикуляр до пересечения с прямой, которая построена для лифтовой колонны диаметром 89,0 мм.

Из точки пересечения проводят прямую параллельную оси абсцисс до пересечения с осью ординат. Эта точка пересечения будет соответствовать давлению у башмака лифтовой колонны.

По номограмме (фиг.2) определяют фактическую скорость потока газожидкостной продукции у башмака лифтовой колонны в зависимости от давления у башмака лифтовой колонны и дебита газа сепарации (дебит пластового газа + расход рабочего газа).

На оси абсцисс (фиг. 2) нанесены значения давлений у башмака лифтовой колонны, а оси ординат значения скорости восходящего потока газожидкостной продукции у ее башмака.

На оси абсцисс находят точку, соответствующую значению давления у башмака лифтовой колонны, которое определено по номограмме (фиг.1).

Из этой точки проводят перпендикуляр до пересечения с кривой, соответствующей замеренному дебиту газа сепарации.

Из точки пересечения проводят прямую параллельную оси абсцисс до пересечения с осью ординат. Эта точка на оси ординат будет соответствовать фактической скорости восходящего потока газожидкостной продукции у башмака лифтовой колонны при данном расходе рабочего газа.

Порядок использования номограммы и пример практического их применения.

В качестве примера рассмотрим результаты использования номограммы при исследовании скв. 86 - Вуктыл.

Скважина 86 обсажена эксплуатационной колонной диаметром 168 мм, в которую опущена лифтовая колонна диаметром 89,0 мм на глубину 3100 м.

Согласно технологическому режиму скважина эксплуатировалось с подачей рабочего газа в затрубное пространство в количестве 30,0 тыс. м³/сут и дебитом газа сепарации 40 тыс. м³/сут.

При этом расходе рабочего газа давление в затрубном пространстве, замеренное образцовым манометром, было равно 2,04 МПа.

На оси абсцисс (фиг.1) находим точку 1, соответствующую измеренному давлению рабочего газа в затрубном пространстве и равное 2,04 МПа. Из точки 1 (фиг. 1) восстанавливаем перпендикуляр до пересечения с прямой и находим точку 2.

Из точки 2 проводим прямую параллельную оси абсцисс до пересечения с осью ординат и находим точку 3. Точке 3 будет соответствовать давление у башмака лифтовой колонны и равное 2,5 МПа.

На оси абсцисс (фиг.2) находим точку 1, соответствующую давлению у башмака лифтовой колонны в 2,5 МПа.

Из точки 1 восстанавливаем перпендикуляр до пересечения с кривой, соответствующей дебиту газа сепарации в 40,0 тыс.м³/сут и находим точку 2. Из точки 2 проводим прямую параллельную оси абсцисс до пересечения с осью ординат и находим точку 3. По этой точке определяют скорость восходящего потока газожидкостной продукции у башмака лифтовой колонны, которая равна 4,6 м/с, что выше верхнего предела минимально необходимой скорости, и которая не должна превышать 2,5 м/с.

Для удобства пользования номограммой (фиг.2) для оперативного контроля за стабильностью работы лифта и установления оптимального режима эксплуатации или управления эксплуатацией газлифтной скважины на фиг.2 нанесены пунктиром верхний и нижний пределы минимально необходимой скорости.

Из фиг. 2 видно, что стабильная работа газлифтовой скважины обеспечивается при дебитах газа сепарации от 15,0 до 20,0 тыс.м³/сут, значения которых ниже расхода рабочего газа, величина которого в технологическом режиме установлена в количестве 30,0 тыс.м³/сут.

Следовательно, предусмотренный в технологическом режиме работы газлифтной скв. 86 расход рабочего газа в количестве 30,0 тыс.м³/сут завышен.

Из номограммы (фиг.2) следует, что расход рабочего газа следует уменьшить с тем, чтобы дебит газа сепарации находился в пределах 15,0 - 20,0 тыс. м³/сут.

Таким образом, заявленное техническое решение в сравнении с прототипом позволяет сократить время на проведение исследований с целью обоснования оптимального режима эксплуатации газлифтных скважин и позволяет оперативно управлять их эксплуатацией.

Источники информации
1. Авторское свидетельство СССР N 1109508, кл. E 21 B 43/00, 23.08.84.

2. Авторское свидетельство СССР N 1296714, кл. E 21 B 43/00, 15.03.87.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и предназначено для установления и поддержания оптимального газлифтного процесса, а также для оперативного контроля стабильности работы газлифтных скважин с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД). Задачей изобретения является сокращение времени на проведение исследований и осуществление оперативного контроля за стабильностью работы газлифтных скважин при минимальных расходах рабочего газа и минимальном его давлении в точках его ввода, т.е. при максимальной депрессии. Это достигается тем, что в способе управления эксплуатацией газлифтной скважины регулируют расход рабочего газа, измеряют изменение затрубного давления, дополнительно замеряют дебит газа сепарации и по замеру давления рабочего газа в затрубном пространстве и замеру дебита газа сепарации по номограммам определяют давление и скорость восходящего потока газожидкостной продукции у башмака лифтовой колонны, при этом расход рабочего газа поддерживают из условия обеспечения скорости восходящего потока у башмака лифтовой колонны в пределах 1,3-2,5 м/с, которые экспериментально определены по ранее проведенным исследованиям. Для оперативного контроля за стабильностью работы газлифтных скважин и установления оптимального режима их эксплуатации используют две номограммы, позволяющие решить поставленные задачи путем непосредственных замеров давления рабочего газа в затрубном пространстве и дебита газа сепарации (пластовый газ + рабочий газ). 2 ил.

Способ управления эксплуатацией газлифтной скважины путем установления максимальной депрессии на пласт, регулирования расхода рабочего газа и измерения изменения затрубного давления во времени, отличающийся тем, что дополнительно замеряют дебит газа сепарации и по замеру давления рабочего газа в затрубном пространстве и замеру дебита газа сепарации по номограммам определяют давление и скорость восходящего потока газожидкостной продукции у башмака лифтовой колонны, при этом расход рабочего газа поддерживают из условия обеспечения скорости восходящего потока у башмака лифтовой колонны в пределах 1,3 - 2,5 м/с.