СПОСОБ УДАЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ ИЗ ГАЗОДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2008 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к области газодобычи и может применяться для подъема жидкости из скважин за счет энергии ископаемого природного газа с использованием плунжера в случаях, когда энергия газа недостаточна для подъема жидкости без дополнительных приспособлений, а в скважине накапливается значительное количество жидкости за счет изменения термобарических условий в лифтовой колонне, например конденсации воды из пара, содержащегося в потоке газа за счет охлаждения газового потока по мере подъема к устью скважины или углеводородного конденсата.

Известны способы подъема жидкости с использованием плунжерных лифтов для эксплуатации скважин газовых и газоконденсатных месторождений, содержащие обсадную (эксплуатационную) колонну, лифтовую колонну и плунжер, например типа летающий клапан, который перемещается по лифтовой колонне между верхним устьевым ограничителем и нижним ограничителем летающего клапана (хода плунжера) (авторские свидетельства SU 63138, 1944 г.; SU 171351, 1963 г.; а также патенты RU 2214504, 2002 г.; US 2001012, 1935 г.; US 6209637, 2001 г.; US 6467541, 2002 г.). Между корпусом плунжера и внутренней поверхностью труб имеется зазор, проницаемый для газа и жидкости, а на устье скважины установлено запорное устройство для перекрытия потока продукции скважины. Такие устройства удовлетворительно работают в скважинах с практически постоянным по высоте диаметром проходного канала лифтовых труб, или когда в период перекрытия скважины запорным устройством можно накопить значительное количество газа, чтобы поднять плунжер с жидкостью к устью скважины.

Для подъема нефти из нефтяных скважин известна установка бескомпрессорного газлифта с плунжерным лифтом (RU 2079278, 1995 г.), в котором ниже нижнего ограничителя хода плунжера расположена камера с обратным клапаном и хвостовик. На чертежах к патенту хвостовик состоит из труб меньшего диаметра, чем у лифтовой колонны над нижним ограничителем хода плунжера.

Однако известные способы подъема жидкости с использованием плунжерных лифтов неэффективны в скважинах газовых или газоконденсатных месторождений с хорошей проницаемостью продуктивного пласта, в которых лифтовые колонны имеют внутренние уступы, образованные, например, пакером, клапаном-отсекателем, циркуляционным или газлифтным клапаном. Диаметр проходного канала таких устройств меньше номинального внутреннего диаметра труб лифтовой колонны и меньше наружного диаметра корпуса плунжера, что мешает плунжеру перемещаться по всей высоте лифтовой колонны. Из-за большой утечки газа через зазор плунжер не поднимается в скважине, оставаясь на нижнем ограничителе хода плунжера. При этом жидкость, которая накапливается в лифтовой колонне выше плунжера, оказывает дополнительное гидравлическое сопротивление движению газа по стволу скважины и ограничивает ее производительность. Скважина при определенных давлениях на устье и скоплении воды может прекратить работу, т.е. подачу газа в газосборный газопровод. Для использования плунжерного лифта на таких скважинах извлекают лифтовую колонну с оборудованием, диаметр проходного канала которого меньше внутреннего диаметра труб лифтовой колонны. Затем снова опускают в скважину лифтовую колонну уже без оборудования, мешающего перемещению плунжера с малым зазором от устья до низа скважины. Такие операции очень трудоемки и дорогостоящи.

Предлагаемое изобретение позволяет упростить процесс подъема жидкости из скважины со ступенчато изменяющимся по длине внутренним диаметром труб, если рабочий дебит газа скважины недостаточен для подъема плунжера из-за большой утечки газа в зазоре.

Для этого в скважине, содержащий обсадную колонну, лифтовую колонну, плунжер и запорное устройство на устье скважины, определяют в лифтовой колонне зону начала конденсации жидкости из газового потока. В этой зоне, но не ниже верхнего уровня перфорации продуктивного пласта, устанавливают нижний ограничитель хода плунжера, имеющий центральное и периферийные отверстия. Плунжер, состоящий из отделяемого элемента и трубчатого корпуса, опускают на нижний ограничитель, закрывая его центральное отверстие и оставляя открытыми периферийные отверстия. После накопления над плунжером сконденсировавшейся жидкости перекрывают частично или полностью запорное устройство на устье скважины. При этом, в отсутствие потока газа снизу вверх, газ накапливается в объеме под нижним ограничителем, а сконденсировавшаяся жидкость частичного перетекает под нижний ограничитель. Снижение высоты уровня жидкости, находящейся выше нижнего ограничителя хода плунжера, происходит до величины, при которой количества газа, накопившегося в пространстве под нижним ограничителем, станет достаточно, чтобы поднять оставшуюся часть жидкости и плунжер до устья скважины после открытия запорного устройства. Открытие запорного устройства, полностью или частично, возможно с заданной скоростью изменения проходного сечения или разности давления на запорном устройстве.

Краткое описание чертежей.

На фиг.1 показан один из конструктивных вариантов плунжерного лифта в продольном разрезе скважины и фрагментов устьевого оборудования.

На фиг.2 изображен конструктивный вариант размещения плунжера на нижнем ограничителе хода плунжера в составе лифтовой колонны скважины.

Позицией 1 на чертежах обозначена обсадная (эксплуатационная) колонна, позицией 2 - лифтовая колонна, позицией 3 - участок нижней части лифтовой колонны, соединенной с верхней частью, с помощью муфтового соединения труб, в котором размещен нижний ограничитель 4 хода плунжера, имеющий центральное отверстие и периферийные отверстия 10. На устье скважины размещен верхний ограничитель 5 хода плунжера. На нижнем ограничителе 4 хода плунжера расположен плунжер, например, типа «летающий клапан» с отделяемым элементом - шаром 6. Шар 6 перекрывает центральное отверстие в ограничителе 4 хода плунжера. На шаре 6 расположен трубчатый корпус 7 плунжера. На устье скважины на трубопроводе, отводящем продукцию скважины, расположено запорное устройство 8, которое может перекрываться по команде контролера 9 или оператором, обслуживающим скважину.

Летающий клапан или плунжер (отделяемый элемент плунжера - шар 6 и трубчатый корпус 7 плунжера) может перемещаться по лифтовой колонне 2 между нижним ограничителем 4 хода и устьевым оборудованием скважины.

Из продуктивного пласта в скважину в процессе эксплуатации поступает газ, в котором содержатся пары воды. В лифтовую колонну 2 скважины, между ограничителями хода плунжера, помещают плунжер, шар 6 и трубчатый корпус 7, которые опускаются за счет своей массы по лифтовой колонне 2 и остаются на нижнем ограничителе 4 хода плунжера. По мере подъема потока газа с парами воды по лифтовой колонне температура потока газа уменьшается, и на стенках лифтовой колонны 2 конденсируются пары воды. Скорость потока газа в лифтовой колонне 2 и 3 недостаточна для выноса воды к устью скважины. Вода стекает до нижнего ограничителя 4 хода плунжера и накапливается в лифтовой колонне 2 выше торцевой поверхности нижнего ограничителя 4 хода плунжера. По мере стекания сконденсировавшейся в лифтовой колонне 2 воды уровень ее над нижним ограничителем 4 хода плунжера постепенно поднимается по лифтовой колонне 2. Газ, барботируя через воду, насыщается парами воды. Вода создает дополнительные сопротивления движению потоку газа. Рабочий дебит газа скважины уменьшается. В объеме скважины, ограниченном стенками труб ниже ограничителя 4 хода плунжера, в кольцевом зазоре, между эксплуатационной и лифтовой колоннами труб, в пустотах за пределами эксплуатационной колонны 1 и в призабойной зоне продуктивного пласта накапливается газ. Давление газа, накопившегося ниже ограничителя 4 хода плунжера, превышает давление газа, находящегося над уровнем жидкости, на величину, пропорциональную высоте столба жидкости над ограничителем 4 хода плунжера. Газ непрерывно продолжает поступать из пласта в лифтовую колонну 3, поднимается по ней до нижнего ограничителя 4 хода плунжера, проходит через боковые отверстия 10 в корпусе нижнего ограничителя 4 хода плунжера, в кольцевом зазоре между трубой лифтовой колонны 2 и трубчатым корпусом 7 плунжера, а затем через столб скопившейся жидкости и выше по лифтовой колонне 2 до устья скважины. Жидкость, находящаяся выше отверстий 10 в корпусе нижнего трубного ограничителя 4 хода плунжера, не может протекать вниз через отверстия 10 в корпусе ограничителя 4, так как по ним снизу верх с большой скоростью проходит газ, который выдувает жидкость из отверстий 10. Поток газа, поднимающегося в скважине, охлаждается, пары воды конденсируются в лифтовой колонне 2, вода стекает к нижнему ограничителю хода плунжера 4, увеличивая высоту столба жидкости над ним. Количество воды, скопившейся выше трубного ограничителя хода плунжера 4, можно определить по измерениям разности давлений газа в кольцевом зазоре между трубами эксплутационной 1 и лифтовой колонн 2 и давлением газа на устье скважины в лифтовой колонне 2, или по индикаторным кривым зависимости дебита скважины от давления на забое скважины, полученным в результате газодинамических исследований скважины.

Управление процессом подъема жидкости с плунжером, согласно изобретения, производится путем накопления газа в объемах скважины и продуктивного пласта, расположенных ниже ограничителя хода плунжера и/или соединенных с ним гидравлически, в период и за счет подъема уровня жидкости, накапливающейся над опорной поверхностью нижнего трубного ограничителя хода плунжера. Количество скопившегося газа определяют в период проведения пусконаладочных экспериментальных работ расчетным путем или по разности давлений и на основании исследований скважины. Поток газа из скважины временно частично или полностью ограничивают запорным устройством. За период работы скважины с ограниченным дебитом газа происходит сток части жидкости по каналам в корпусе нижнего ограничителя хода плунжера и снижение высоты уровня жидкости, находящейся выше нижнего ограничителя хода плунжера, до величины, при которой количества газа, накопившегося в ограниченном пространстве, станет достаточно, чтобы поднять оставшуюся часть жидкости и плунжер до устья скважины. Количество жидкости, которое требуется слить для понижения уровня жидкости над ограничителем, и длительность слива определяют опытным путем в период проведения пусконаладочных работ, поэтапно ограничивая дебит газа скважины на различные периоды времени и пуская ее в работу путем открытия запорного устройства, во время которого происходит подъем плунжера с жидкостью до устья скважины. Если на каких то режимах во время проведения пусконаладочных работ газа накопилось недостаточно для подъема жидкости и плунжера до устья скважины, увеличивают длительность времени слива жидкости или длительность периода ее накопления, а затем определяют параметры работы скважины на новом режиме накопления и слива жидкости.

В результате определяют оптимальные параметры слива воды в зависимости от величины требуемого отбора газа из скважины и давления газа на устье скважины. Управляют режимом работы скважины, удаления и накопления жидкости путем открытия запорного устройства полностью или частично.

Во время работы скважины после временного ограничения дебита плунжер захватывает жидкость, скопившуюся над нижним ограничителем хода плунжера, и она газом поднимается до устья скважины. В момент перелива жидкости через устье скважины скорость потока газа в лифтовой колонне скачкообразно увеличивается. Поток газа захватывает часть жидкости, заполняющей нижнюю часть 3 лифтовой колонны и находящуюся в зоне перфорации. Эта жидкость поднимается выше нижнего ограничителя 4 хода плунжера и зависает выше него, так как скорость газа в проходных каналах ограничителя 4 существенно больше, чем в лифтовой колонне над ограничителем хода плунжера. Очередным циклом подъема плунжера эта жидкость поднимается к устью скважины. В результате производительность скважины, существенно возрастает, а жидкость, находящаяся в нижней части 3 лифтовой колонны и на забое скважины, не ограничивает дебит скважины. Длительность устойчивой работы скважины увеличивается без проведения капитального дорогостоящего ремонта скважины и полной замены лифтовой колонны труб.

Пары воды, поступающие в скважину вместе с газом из пласта, поднимаются по трубам лифтовой колонны 2. Поток газа и водяного пара постоянно контактирует с трубами лифтовой колонны 2. Температура окружающей породы по мере уменьшения расстояния до устья скважины уменьшается за счет природных факторов. Уменьшается температура внутренней стенки труб лифтовой колонны 2 и одновременно температура потока газа, поднимающегося в скважине за счет теплообмена с окружающей породой. По мере подъема газа за счет охлаждения потока происходит конденсация паров воды, которая затем стекает по трубам лифтовой колонны 2 и накапливается выше нижнего ограничителя 4 хода плунжера. Плунжер перемещается по лифтовой колонне 2 в управляемом режиме непрерывно или периодически. Вниз плунжер опускается за счет массы, вверх - поднимается газом. Подъем плунжер начинает от нижнего ограничителя 4 хода плунжера, который помещают в трубах скважины при монтаже оборудования плунжерного лифта ниже ожидаемого уровня скопления или зависания жидкости над участком, в котором лифтовая колона 2 имеет конструктивное сужение.

Изобретение относится к области газодобычи и может применяться для подъема жидкости из скважин за счет энергии природного газа с использованием плунжера в случаях, когда энергия газа недостаточна для подъема жидкости без дополнительных приспособлений. Обеспечивает упрощение процесса подъема жидкости из скважины со ступенчато изменяющимся по длине внутренним диаметром труб, если рабочий дебит газа скважины недостаточен для подъема плунжера из-за большой утечки газа в зазоре. Сущность изобретения: способ удаления жидкости из газодобывающей скважины, содержащий обсадную колонну, лифтовую колонну, плунжер и запорное устройство на устье скважины, характеризуется тем, что определяют в лифтовой колонне зону начала конденсации жидкости из газового потока и устанавливают в этой зоне, но не ниже верхнего уровня перфорации продуктивного пласта, нижний ограничитель хода плунжера. Он имеет центральное и периферийные отверстия. При этом плунжер, состоящий из отделяемого элемента и трубчатого корпуса, опускают на нижний ограничитель, закрывая его центральное отверстие и оставляя открытыми периферийные отверстия. После накопления над плунжером сконденсировавшейся жидкости перекрывают запорное устройство на устье скважины для накопления газа в объеме под нижним ограничителем и частичного перетока сконденсировавшейся жидкости под нижний ограничитель. После этого открывают запорное устройство. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ удаления жидкости из газодобывающей скважины, содержащий обсадную колонну, лифтовую колонну, плунжер и запорное устройство на устье скважины, характеризующийся тем, что определяют в лифтовой колонне зону начала конденсации жидкости из газового потока и устанавливают в этой зоне, но не ниже верхнего уровня перфорации продуктивного пласта, нижний ограничитель хода плунжера, имеющий центральное и периферийные отверстия, причем плунжер, состоящий из отделяемого элемента и трубчатого корпуса, опускают на нижний ограничитель, закрывая его центральное отверстие и оставляя открытыми периферийные отверстия, при этом после накопления над плунжером сконденсировавшейся жидкости перекрывают запорное устройство на устье скважины для накопления газа в объеме под нижним ограничителем и частичного перетока сконденсировавшейся жидкости под нижний ограничитель, после чего открывают запорное устройство.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что запорное устройство на устье скважины перекрывают частично.