Способ эксплуатации газлифтных скважин Советский патент 1992 года по МПК E21B43/12 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам добычи нефти путем газлифта.

Известны способы газлифтной добычи нефти, включающие подачу в скважину рабочего агента с помощью компрессорной станции.

Недостатком известного способа является необходимость наличия компрессорной станции, рассчитанной на высокое давление, что не всегда возможна по техническим и экономическим причинам.

Наиболее близким к предлагаемому результату решением (прототипом) является споеоб подготовки и отбора рабочего агента для газлифтной добычи нефти, включающий сжатие продукции скважины последующим отделением газа при рабочем давлении сжатия и подачей ее обратно в скважину в качестве рабочего агента.

Недостатком известного решения является невозможность стабилизации режима работы скважины, применение дополнительных емкостей, компрессор-насосов для сжатия продукции скважины.

Цель изобретения - обеспечение газ- лифтных скважин рабочим агентом в усло- виях отсутствия газовых скважин высокого давления.

Поставленная цель достигается тем, что согласно способу эксплуатации газлифтных скважин, включающему добычу газожидкостной смеси из нефтяных скважин, отделение газовой фазы в сепараторе и последующую ее закачку в газлифтные скважины, предварительно группируют высокодебитные нефтяные скважины с высоким , газосодержанием и газлифтные сквайины с режимом работы, обеспечивающим наибольший суммарный отбор нефти.

Подача в газлифтные скважины в качестве рабочего агента газа высокого давления, добытого из другой скважины, известно.

Однако в таких случаях режим работы скважин не стабилизируется и для осущестсл

с

ч сл

00

к сл

вления способа требуется использовать дополнительные емкости компрессор-насосов для сжатия продукции скважин. В предлагаемом способе группируются высокодебит- ные нефтяные скважины с высоким газосодержанием и газлифтные скважины с режимом работы, обеспечивающим наибольший суммарный отбор нефти, и при этом, не используя дополнительных оборудования и узлов, поддержив ртся стабиль- ный режим работы скважин.

На чертеже изображена общая реализация предлагаемого способа.

Схема содержит группу высокодебит- ных нефтяных фонтанных скважин 1-3 и установленные в них штуцеры 4-6 соответственно, манифольд 7, газожидкостные отводящие трубы 8, сепарационную емкость 9, регулятор 10 уровня жидкости, газоотво- дящие трубы 11 и 12, автоматические газо- вые счетчики 13-15 соответственно, установленные на устье гэзлифтных скважин 16-18, регулятор 19 давления до себя, общий штуцер, соединенный в виде байпаса 20, общую нефтегазоподводную линию 21 (коллектор) и задвижку 22.

Способ осуществляют следующим образом.

Продукция из выбранных и сгруппированных нефтяных фонтанных скважин 1-3 с высокими устьевыми давлениями и большим газосодержанием через соответствующие штуцеры A-G, манифольд 7 и газожидкостную отводящую линию 8 подается в сепарационную емкость 9, где проис- ходит отделение газа от жидкости.

Отсепарированный газ по газоотводя- щей трубе 11 попадает в автоматические газовые счетчики 13-15, установленные на устье газлифтных скважин 16-18, поддер- живающие подачу требуемого расхода рабочего агента в газлифтные скважины 16-18. Попавший в скважины в качестве рабочего агента газ способствует добыче нефти из скважин, переставших фонтанировать или же снизивших дебит нефти. Отсепари- рованная жидкость поступает в общий штуцер 20, пройдя через который, поступает в общий нефтегазосборный коллектор 21. С помощью регулятора 19 давления до себя в сепарированной емкости поддерживается постоянное давление и лишний газ отводится по трубе 12 к общему штуцеру 20. В сепарированной емкости 9 с помощью регулятора 10 уровня жидкости, уровень под- держивается постоянным. Сепарированная емкость время от времени очищается от мехпримесей с помощью задвижки 29.

Для сепарирования газа с целью использования его в качестве рабочего агента

группируют такие высокодебитные фонтанные скважины, в которых устьевое давление изменяется почти идентично.

Для полного обеспечения газлифтных скважин требуемым объемом и давлением рабочего агента регулируют режим работы фонтанных скважин, в частности изменяют диаметр штуцеров так, чтобы создаваемое в сепарированной емкости давление обеспечивало наибольший суммарный отбор нефти из выбранных и сгруппированных газлифтных и фонтанных скважин.

Результаты проведенных опытно-промышленных работ представлены в таблице.

Работа была проведена по следующей последовательности.

Продукция высокодебитных фонтанных скважин № 200, 192 и 182 с большим содержанием газа соответственно через устьевые штуцеры с диаметрами 14. 12, 13 мм поступала в сепэрационную емкость, где после первичной сепарации отделенный отжидко- сти газ в качестве рабочего агента подавали в снижающие свой дебит скважины № 181. 191 и 194.

Их устье соответственно установили с диаметрами 10, 9 и 11 мм. После прохождения газомера в каждую скважину в качестве рабочего агента подавали 13-15тыс м3/сут- ки газа.

В сепарированной емкости с помощью регулятора давления до себя давление поддерживали постоянно в пределах 7 МПа. Излишки газа и поступающую в емкость жидкость через общий штуцер диаметром 22 мм подавали в нефтегазовую линию (коллектор).

Как видно из таблицы, если до применения предложенного технического решения общий среднесуточный дебит нефти высокодебитных фонтанных и снижающих дебит скважин составлял 945 т (81 Of 135 т), то после перевода скважин на бескомпрессорный газлифт их дебит составил 1040 т (795f245).

В результате применения предложенного технического решения улучшился режим работы скважин и общий прирост добычи нефти составил 95 т/сутки

На месторождении им. 28 Апреля Азерб. ССР на глубоководных морских стационарных платформах невозможно осуществить строительство газокомпрессорных станций высокого давления. Отсутствие на этом же месторождении газовых скважин высокого давления для использования газа в качестве рабочего агента привело к снижению дебитов, прекращению фонтанирования и простоя ряда скважин, а также к ухудшению режима работы скважин и водопескопроявлению в них. В то же время на платформе эксплуатируются фонтанные нефтяные скважины с большим устьевым давлением и высоким газосодержанием. Таким образом, использование попутного газа высокого давления, добытого из групп ы фонтанных нефтяных скважин, позволяет эксплуатировать простаивающие или сни- жающие дебиты скважины бескомпрессорным газлифтным способом.

При пропускании попутного газа через сепаратор и использовании предварительно отделенного от жидкости газа в качестве рабочего агента уменьшает также пульса0

цию скважин и повышает их производительность. Формула изобретения Способ эксплуатации газлифтных скважин, включающий добычу газожидкостной смеси из нефтяных скважин, отделение газовой фазы в сепараторе и последующую ее . закачку в газлифтные скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа, предварительно группируют высоко дебитные нефтяные скважины с высоким газосодержанием и газлифтные скважины с режимом работы, обеспечивающим наибольший суммарный отбор нефти.

Изобретение позволяет обеспечить газ- лифтные скважины рабочим агентом в условиях отсутствия газовых скважин высокого давления. Это достигается тем, что группируются высокодебитные нефтяные скважины с высоким газо с одерГжанием и газлифтные скважины с режимом работы, обеспечивающим наибольший суммарный отбор нефти, и при этом, не используя дополнительных оборудования и узлов, поддерживается стабильный режим работы скважин. 1 табл., 1 ил.

rtxH wp-/;

НЕЁЙО-.;