СПОСОБ ПЕРИОДИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С ДВУМЯ КОНЦЕВЫМИ РЕГУЛЯТОРАМИ ДАВЛЕНИЯ Российский патент 2000 года по МПК E21B43/00 E21B34/06 

Изобретение относится к нефтегозодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи жидких углеводородов, в т.ч. с высоким газовым фактором.

Известен способ добычи жидких углеводородов, осуществляемый с помощью установки одноразмерной колонны подъемных труб с амортизатором на нижнем конце, устьевой арматуры с верхним пружинным амортизатором, автомата регулятора циклов и выкидного клапана с мембрано-исполнительным механизмом (МИМ) [1].

Известный способ может работать с плунжером или без него, управление работой установки может осуществляться автоматами-регуляторами цикла, действующими (т. е. открывающими и закрывающими выкидной клапан) либо по заданным величинам затрубного давления, либо по заданным интервалам времени или по комбинированному использованию давления и времени.

Известен также способ добычи жидких углеводородов установкой для периодической газлифтной эксплуатации скважины, содержащей наземное регулирующее оборудование, колонну насосно-компрессорных труб, устьевой и забойный амортизаторы, поршень с узлом фиксации и расфиксации на забойном амортизаторе и клапан, расположенный под забойным амортизатором [2]. Также установка снабжена размещенным концентрично колонне лифтовых труб патрубком, сообщающимся в верхней части с затрубным пространством выше забойного амортизатора, а в нижней части с лифтовыми трубами на уровне забойного амортизатора - ПРОТОТИП.

Недостатком данного способа является то, что регулирование осуществляется на устье скважины, вследствие чего, в зависимости от физико-химических свойств пластового флюида и геологических условий, забойное давление в скважине при работе установки может изменяться в широких пределах. Такой режим эксплуатации скважин приводит к преждевременному обводнению пласта или загазованности призабойной зоны скважины, что в обоих случаях дает падение дебита пластового флюида, в конечном счете к неполному использованию добывных возможностей скважины и снижению сроков ее естественного фонтанирования.

Цель изобретения - эффективное использование добывных возможностей скважины и продление естественных сроков ее фонтанирования.

Поставленная цель достигается тем, что компоновку насосно-компрессорных труб, содержащую плунжер, нижний и верхний амортизаторы, оборудуют двумя концевыми регуляторами давления. Нижний - забойный регулятор давления устанавливают после нижнего амортизатора на конце колонны насосно-компрессорных труб, в месте сообщения их полости с кольцевым пространством скважины и пластовым флюидом, а верхний устьевой регулятор давления на устье скважины, в месте сообщения полости насосно-компрессорных труб с нефтесбором.

Забойный и устьевой регуляторы давления настраивают таким образом, что при достижении расчетного забойного давления первым на открытие срабатывает забойный регулятор давления, открывая проход для пластового флюида в полость насосно-компрессорных труб из пласта, а далее, с ростом буферного давления до расчетного, срабатывает на открытие и устьевой регулятор давления, открывая проход для пластового флюида из полости насосно-компрессорных труб в нефтесбор. Они одновременно открыты до тех пор, пока забойное давление не уменьшается до расчетного, после чего срабатывает на закрытие забойный регулятор давления, а при последующем снижении буферного давления до расчетного срабатывает на закрытие и устьевой регулятор давления.

На чертеже представлена схема осуществления заявляемого способа периодической эксплуатации скважин с двумя концевыми регуляторами давления, где 1 - эксплуатационная колонна, 2 - колонна насосно-компрессорных труб; 3 - устьевой регулятор давления, 4 - забойный регулятор давления; 5 - плунжер; 6 - нижний амортизатор; 7 - верхний амортизатор.

Способ реализуется следующим образом.

Забойный регулятор давления 4 заряжается на заданное забойное давление P_заб., равное
P_заб.= P_пл.-ΔP,
где P_заб. - забойное давление;
P_пл. - пластовое давление;
Δ P - допустимый градиент падения пластового давления, определяемый по физико-химическим свойствам пластового флюида и геологическим условиям его залегания.

Устьевой регулятор давления 3 заряжается на расчетное (заданное) давление открытия и необходимый перепад давления.

В исходном состоянии в начале цикла оба регулятора давления закрыты, плунжер 5 находится на нижнем амортизаторе 6. Постепенно забойное давление P_заб. за счет притока флюида из продуктивного пласта растет, стремясь достичь величины пластового давления P_пл.. При достижении заданной величины забойного давления P_заб. забойный регулятор давления 4, расположенный у башмака компоновки насосно-компрессорных труб 2, открывается, обеспечивая проход пластового флюида через себя в колонну насосно-компрессорных труб. Далее под действием забойного давления P_заб. происходит подъем флюида по колонне насосно-компрессорных труб 2 через нижний амортизатор 6 и плунжер 5. В процессе движения вверх из пластового флюида выделяется газ и скапливается в верхней части компоновки насосно-компрессорных труб 2, создавая избыточное буферное давление P_буф., величина которого зависит от давления насыщения пластового флюида и его газонасыщенности, а также от физико-химических и геологических условий формирования залежи углеводородного сырья. По тем же причинам происходит рост давления в затрубном (кольцевом) пространстве скважины P_зат.. При давлении газа на устье скважины P_буф. заданной величины устьевой регулятор давления 3 открывается и газ устремляется в выкидную линию. При этом буферное давление P_буф. падает, забойный регулятор давления 4 - открыт. Под давлением газа в затрубном пространстве P_зат. находящаяся там жидкость проходит через забойный регулятор давления 5 и продавливается по зазору между плунжером 5 и насосно-компрессорными трубами. Плунжер 5 поднимается с нижнего амортизатора 6 и движется к устьевому амортизатору 7, проталкивая впереди себя столб жидкости. Буферное давление P_буф., затрубное давление P_зат. и забойное давление P_заб. снижаются, забойный регулятор давления 4 закрывается и отсекает поступление жидкости из затрубного пространства скважины в колонну насосно-компрессорных труб для того, чтобы исключить резкое падение забойного давления P_заб. ниже допустимого предела и предотвратить нарушение режима работы призабойной зоны скважины. Плунжер 5 достигает устьевого амортизатора 7, но подъем жидкости продолжается за счет энергии находящегося там газа и созданного избыточного давления. Буферное давление P_буф. продолжает снижаться и, наконец, достигает величины давления закрытия устьевого регулятора, хотя в данный момент буферное давление P_буф. выше давления в нефтесборной сети P_лин., при этом устьевой регулятор закрывается и отсекает поступление жидкости из скважины. При повышении давления до заданной величины - цикл повторяется.

Величина перепада давления на устьевом регуляторе давления определяется из разности буферных давлений открытия и закрытия его.

P_уст. = P_{буф.нач.} - P_{буф.кон.},
где P_уст. - перепад давления, при котором устьевой регулятор открыт;
P_{буф.нач.} - давление в верхней точке колонны насосно-компрессорных труб, при котором устьевой регулятор давления открывается;
P_{буф.кон.} - давление в верхней точке колонны насосно-компрессорных труб, при котором устьевой регулятор давления закрывается.

Таким образом, заявляемый способ более эффективен и экономичен по сравнению со способом прототипа, позволяет осуществить более полную выработку запасов и существенно продлить естественный срок фонтанирования скважин без перевода на механизированные способы добычи углеводородов.

Источники информации
1. И. Г. Белов. Теория и практика периодического газлифта.- М.:Недра, 1975, с. 10-18.

2. А.С. СССР N 891893, кл. E 21 B 43/00 от 25.12.81. 5 л.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи жидких углеводородов. Оно позволяет осуществить более полную выработку запасов и существенно продлить естественный срок фонтанирования скважин без перевода на механизированные способы добычи углеводородов. Способ осуществляется с помощью компоновки насосно-компрессорных труб, содержащей плунжер, нижний и верхний амортизаторы, концевые регуляторы давления. Забойный и устьевой регуляторы давления настроены так, что при достижении расчетного забойного давления первым на открытие срабатывает забойный регулятор давления, обеспечивая поступление пластового флюида в полость насосно-компрессорных труб, а потом, с ростом буферного давления до расчетного, срабатывает на открытие и устьевой регулятор давления, обеспечивая поступление пластового флюида в нефтесбор. Они одновременно открыты до тех пор, пока забойное давление не уменьшится до расчетного, после чего забойный регулятор давления закрывается, а при снижении буферного давления до расчетного закрывается и устьевой регулятор давления. 1 ил.

Способ периодической эксплуатации скважин с двумя концевыми регуляторами давления, осуществляемый с помощью компоновки насосно-компрессорных труб, содержащей плунжер, нижний и верхний амортизаторы, а также концевые регуляторы давления, отличающийся тем, что компоновку насосно-компрессорных труб оборудуют забойным и устьевым регуляторами давления, настроенными таким образом, что при достижении расчетного забойного давления первым на открытие срабатывает забойный регулятор давления, обеспечивая поступление пластового флюида в полость насосно-компрессорных труб, а потом, с ростом буферного давления до расчетного, срабатывает на открытие и устьевой регулятор давления, обеспечивая поступление пластового флюида в нефтесбор, причем они одновременно открыты до тех пор, пока забойное давление не уменьшается до расчетного, после чего забойный регулятор давления закрывается, прекращая поступление пластового флюида в полость насосно-компрессорных труб, и далее при снижении буферного давления до расчетного закрывается и устьевой регулятор давления, прекращая поступление пластового флюида в нефтесбор.