RU2162139C2

RU2162139C2 - Способ циклической импульсной газлифтной добычи жидкости

Info

Publication number: RU2162139C2
Application number: RU98120959/03A
Authority: RU
Inventors: Ю.М. Басарыгин; В.Ф. Будников; М.М. Завертайло; Б.А. Павленко; В.Т. Филиппов
Original assignee: Предприятие "Кубаньгазпром"
Priority date: 1998-11-17
Filing date: 1998-11-17
Publication date: 2001-01-20

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к эксплуатации низкодебитных нефтяных и газовых скважин в условиях низких пластовых давлений. Обеспечивает повышение эффективности за счет снижения энергетических затрат при упрощении технологии. Сущность изобретения: импульс сжатого газа подают в трубное пространство до достижения в затрубном пространстве давления, равного сумме забойного давления и давления на забой столба жидкости в затрубном пространстве. Подъем жидкости по трубному пространству осуществляют по мере снижения давления газа в скважине. При этом очередной импульс сжатого газа подают при прекращении выноса жидкости с забоя. Периодичность подачи сжатого газа определяют из условия полного выноса им жидкости, накопившейся на забое скважины. 1 ил.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к эксплуатации низкодебитных нефтяных и газовых скважин в условиях низких пластовых давлений.

Известен способ импульсной газлифтной добычи жидкости "Базальт" [1].

По данному способу газ подают в затрубное пространство с последующим перепуском его посредством управляемого с устья скважины клапана в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) (трубное пространство) для подъема жидкости до получения максимального дебита, после чего подъем жидкости осуществляют путем изменения длительности и частоты импульса подаваемого газа с помощью муфты перекрестного течения жидкости и газа, управляемой погружным электродвигателем.

Сложность системы осуществления способа и использование погружного двигателя делают ее ненадежной в эксплуатации и недостаточно эффективной.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ периодической газлифтной добычи жидкости [2].

Способ включает подачу сжатого газа в затрубное пространство скважины по команде с узла управления в зависимости от знака первой производной давления нагнетаемого газа.

Недостатком известного способа является наличие по крайней мере четырех клапанов, работающих в постоянном режиме накопления и выброса пластовой жидкости на устье скважины. Пластовая жидкость содержит абразивные частицы и коррозионно-активные вещества, поэтому работа клапанных узлов не может быть продолжительной и надежной. Для осуществления способа требуется подача сжатого газа в больших количествах, поэтому необходим дополнительный трубопровод от источника давления до затрубного пространства. Все это снижает эффективность способа.

Целью настоящего изобретения является повышение эффективности.

Поставленная цель достигается тем, что импульс сжатого газа подают в колонну насосно-компрессорных труб (трубное пространство).

На чертеже представлена схема осуществления способа.

В скважину 1 спущена колонна 2 насосно-компрессорных труб (НКТ). Внутренняя полость колонны 2 НКТ (трубное пространство) через шлейф 3 и тройник 4 связана с сепаратором (не показано) и с источником сжатого газа (не показано) через запорные органы 5 и 6 соответственно, управляемые блоком управления 7 (БУ), настройку которого производят по данным экспериментальных исследований данной скважины.

Способ осуществляют следующим образом.

Сжатый газ подают в колонну 2 НКТ (в трубное пространство) при открытом запорном органе 6 и закрытом запорном органе 5. По достижении в затрубном пространстве давления, равного сумме забойного давления и давления на забой столба жидкости в затрубном пространстве, блок управления 7 выдает команду на закрытие запорного органа 6 и открытие запорного органа 5. При этом давление в затрубном пространстве определяют по манометру, установленному на затрубном пространстве.

После этого сжатый газ из затрубного пространства и колонны 2 НКТ (трубного пространства) и поступает через шлейф 3 и открытый запорный орган 5 в сепаратор, вынося накопившуюся жидкость из скважины. По мере снижения давления газа в скважине снижается скорость движения его в колонне 2 НКТ (в трубном пространстве). При скорости меньше достаточной для выноса жидкости с забоя вынос ее прекращается и начинается накопление ее до очередной подачи импульса сжатого газа в колонну 2 НКТ (в трубное пространство).

Периодичность подачи сжатого газа в колонну 2 НКТ (в трубное пространство) определяют экспериментально, исходя из условия полного выноса накопившейся на забое жидкости сжатым газом, поданным в колонну 2 (НКТ) (в трубное пространство) и далее в затрубное пространство от источника сжатого газа.

Пример. На скважине N 8 Николаевского газоконденсатного месторождения Майкопского УДТГ.

Геолого-техническая характеристика скважины:
- эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спущена на глубину 552 м,
- искусственный забой 508 м,
- интервал перфорации 475-455 м,
- колонна НКТ диаметром 73 мм спущена на глубину 455 м,
- давление, кгс/см²: пластовое - 10,4
забойное - 10,0
трубное - 3,6
затрубное - 6,5
- дебит газа, нм³/сут - 4000,0
- скважина работает с ежесуточной продувкой "на факел",
- дебит жидкости при продувке - 0,120 м³/сут,
- источник сжатия газа - трубопровод магистральный с давлением 10,5 кгс/см².

При подаче импульса сжатого газа в колонну 2 НКТ (в трубное пространство) один раз в сутки при закрытой задвижке 5 на шлейфе давление в затрубном пространстве до 10,0 кгс/см² поднималось за 3 мин. После прекращения подачи импульса сжатого газа и открытии задвижки 5 на шлейфе давление в системе трубное-затрубное пространство снижалось до 3,6 кгс/см² за 5 мин, при этом дебит жидкости составил 0,060 м³, газа - 5000 нм³/сут, то есть запаса газа в затрубном пространстве не хватало для выноса всей жидкости, скопившейся на забое скважины. Поэтому частоту ввода импульса сжатого газа увеличили вдвое, то есть подачу импульса сжатого газа в колонну 2 НКТ (в трубное пространство), стали осуществлять два раза в сутки, при этом среднесуточный дебит газа составил 8000 нм³/сут, жидкости - 0,120 м³/сут при расходе сжатого газа 100 нм³/сут (по 50 нм³ на одну операцию).

Использование предлагаемого способа позволит повысить эффективность за счет снижения энергетических затрат при упрощении технологии.

Источники информации
1. А.С. СССР N 1643703, кл. E 21 B 43/00, 1991, БИ N 15.

2. А.С. СССР N 1693231, кл. E 21 B 43/00, 1991, БИ N 43.

Claims

Способ циклической импульсной газлифтной добычи жидкости, включающий накопление жидкости в скважине, подачу в нее сжатого газа через систему управления клапанами и подъем жидкости по трубному пространству через шлейф в сепаратор, отличающийся тем, что импульс сжатого газа подают в трубное пространство до достижения в затрубном пространстве давления, равного сумме забойного давления и давления на забой столба жидкости в затрубном пространстве, а подъем жидкости по трубному пространству осуществляют по мере снижения давления газа в скважине, при этом очередной импульс сжатого газа подают при прекращении выноса жидкости с забоя, а периодичность подачи сжатого газа определяют из условия полного выноса им жидкости, накопившейся на забое скважины.