RU2208135C2 - Способ газлифтной добычи нефти с автоматическим регулированием добывных возможностей скважин - Google Patents
Способ газлифтной добычи нефти с автоматическим регулированием добывных возможностей скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2208135C2 RU2208135C2 RU2000110459A RU2000110459A RU2208135C2 RU 2208135 C2 RU2208135 C2 RU 2208135C2 RU 2000110459 A RU2000110459 A RU 2000110459A RU 2000110459 A RU2000110459 A RU 2000110459A RU 2208135 C2 RU2208135 C2 RU 2208135C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- well
- pressure
- oil
- point
- Prior art date
Links
Landscapes
- Loading And Unloading Of Fuel Tanks Or Ships (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи нефти. Обеспечивает снижение затрат на эксплуатацию с экономией ресурса газа газодающей скважины. Способ включает размещение на колонне насосно-компрессорных труб ниппель-воронки, пакера, скважинных камер с клапанами и регуляторов давления как в нефтяной, так и в газодающей скважинах и собственно эксплуатацию. Ниппель-воронку в колонне насосно-компрессорных труб газодающей скважины оборудуют регулятором давления газа, поддерживающим постоянное давление после себя в ней и по всей системе подачи газа. Ее выполняют с равнопроходными диаметрами до точки ввода газа в нефтяную скважину и без узлов дросселирования, включая точку ввода газа в колонну насосно-компрессорных труб нефтяной скважины. Рабочий газлифтный клапан в точке ввода газа настраивают так, что он открывается и перепускает газ через себя только по достижении заданного давления столба жидкости в точке его установки, но меньшем давления газа в этой же точке кольцевого пространства скважины. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи нефти.
Известен способ газлифтной добычи нефти, где для подъема жидкости используется энергия газа, подаваемого в скважину от внешнего источника или отбираемого из газового пласта в разрезе этой же скважины [1]. При газлифтном способе добычи нефти подземная компоновка насосно-компрессорных труб оборудуется одним или несколькими пакерами, а также скважинными камерами, в которые устанавливаются газлифтные клапаны, служащие для плавного запуска газлифтной скважины в работу и подачи газа в колонну насосно-компрессорных труб при ее работе.
Известен также способ эксплуатации фонтанных скважин с использованием газлифтного эффекта попутного нефтяного газа [2]. При этом способе для подъема жидкости из скважины используется энергия попутного нефтяного газа. Для чего компоновка насосно-компрессорных труб, в нижней ее части, оборудована обратным клапаном или регулятором забойного давления. Выше по стволу установлен пакер. Под пакером и над ним установлены скважинные камеры. В верхней имеется циркуляционный клапан, а в нижней установлен газлифтный клапан - ПРОТОТИП.
Недостатком данного способа является то, что при низких значениях газового фактора в добываемой продукции или с ростом ее обводнения в процессе эксплуатации, этот способ перестает работать и скважину необходимо переводить на другие способы эксплуатации, неся дополнительные затраты, а также наличие сложного и дорогостоящего наземного оборудования по подготовке газа.
Цель изобретения - автоматическое регулирование добывных возможностей скважин при снижении затрат на эксплуатацию с экономией ресурса газа газодающей скважины.
Поставленная цель достигается тем, что ниппель-воронку в колонне насосно-компрессорных труб газодающей скважины оборудуют регулятором давления газа, поддерживающим постоянное давление после себя в ней, а следовательно, и по всей системе подачи газа, которую выполняют с равнопроходными диаметрами до точки ввода газа в нефтяную скважину и без узлов дросселирования, включая точку ввода газа в колонну насосно-компрессорных труб нефтяной скважины. Причем рабочий газлифтный клапан в точке ввода газа настраивают таким образом, что он открывается и перепускает газ через себя только при достижении заданного давления столба жидкости в точке его установки, но меньшем, чем давление газа в этой же точке кольцевого пространства скважины, а в случае оборудования ниппель-воронки нефтяной скважины регулятором забойного давления, его настраивают на давление открытия и закрытия по необходимому забойному давлению, но большем, чем давление столба жидкости в месте его установки, а рабочий газлифтный клапан настраивают таким образом, чтобы обеспечивать это давление.
На чертеже представлена схема осуществления заявляемого способа газлифтной добычи нефти с автоматическим регулированием добывных возможностей скважин, где:
1 - эксплуатационная колонна газодающей скважины,
2 - комбинированная колонна насосно-компрессорных труб,
3 - пакер в газодающей скважине,
4 - скважинная камера с циркуляционным клапаном,
5 - ниппель-воронка с регулятором давления газа,
6 - линия подачи газа на нефтяные скважины,
7 - обратный клапан на устье нефтяной скважины,
8 - эксплуатационная колонна нефтяной скважины,
9 - колонна насосно-компрессорных труб,
10 - пакер в нефтяной скважине,
11 - скважинные камеры с пусковыми газлифтными клапанами,
12 - скважинная камера с рабочим газлифтным клапаном,
13 - ниппель-воронка с регулятором забойного давления,
14 - линия подачи жидкости на групповую замерную установку.
1 - эксплуатационная колонна газодающей скважины,
2 - комбинированная колонна насосно-компрессорных труб,
3 - пакер в газодающей скважине,
4 - скважинная камера с циркуляционным клапаном,
5 - ниппель-воронка с регулятором давления газа,
6 - линия подачи газа на нефтяные скважины,
7 - обратный клапан на устье нефтяной скважины,
8 - эксплуатационная колонна нефтяной скважины,
9 - колонна насосно-компрессорных труб,
10 - пакер в нефтяной скважине,
11 - скважинные камеры с пусковыми газлифтными клапанами,
12 - скважинная камера с рабочим газлифтным клапаном,
13 - ниппель-воронка с регулятором забойного давления,
14 - линия подачи жидкости на групповую замерную установку.
Способ реализуется следующим образом.
После спуска компоновок подземного оборудования в эксплуатационные колонны 1 - газодающей и 8 - нефтяной скважин газовый пласт газодающей скважины осваивают известным способом. Производят сборку линии подачи газа 6 в нефтяную скважину и оборудуют устье нефтяной скважины в точке ввода газа обратным клапаном - 7. Газ из газового пласта через ниппель-воронку и регулятор давления газа - 5 поступает в комбинированную колонну насосно-компрессорных труб - 2, а действие его на эксплуатационную колонну - 1 ограничено пакером - 3. Газ, проходя через регулятор давления газа - 5, за счет перепада давления и возникновения эффекта "Джоуля-Томпсона" сильно охлаждается, что в обычных условиях может привести к образованию гидратов, но за счет того, что на глубине установки регулятора температура окружающих скважину пород составляет несколько десятков градусов по Цельсию, газ опять нагревается и теплый газ подается в нефтяную скважину. Регулятор давления газа 5 пропускает газ через себя только до тех пор, пока давление за ним в комбинированной колонне насосно-компрессорных труб 2 не достигнет заданной величины, выбранной исходя из условия:
Рг.доп > Рг.рег > Рж.mах,
где Рг.доп - допустимое давление газа в эксплуатационной колонне нефтяной скважины;
Рг. рег - расчетное значение давления газа после регулятора, при котором он закрывается;
Рж.mах - максимально возможное давление столба жидкости в колонне насосно-компрессорных труб нефтяной скважины в точке ввода газа.
Рг.доп > Рг.рег > Рж.mах,
где Рг.доп - допустимое давление газа в эксплуатационной колонне нефтяной скважины;
Рг. рег - расчетное значение давления газа после регулятора, при котором он закрывается;
Рж.mах - максимально возможное давление столба жидкости в колонне насосно-компрессорных труб нефтяной скважины в точке ввода газа.
Далее газ по линии подачи газа - 6 и через обратный клапан - 7 поступает в кольцевое пространство нефтяной скважины, вытесняя из нее жидкость в колонну насосно-компрессорных труб - 9 через скважинные камеры - 11, 12 с установленными клапанами. Когда уровень жидкости в кольцевом пространстве нефтяной скважины опустится ниже уровня верхней скважинной камеры, газ из кольцевого пространства, через скважинную камеру и пусковой газлифтный клапан, поступает в колонну насосно-компрессорных труб - 9, разгазируя столб жидкости над ним, тем самым способствуя выносу ее в линию подачи жидкости на групповую замерную установку - 14. Давление в колонне насосно-компрессорных труб - 9 падает, и уровень жидкости опускается ниже второй скважинной камеры с пусковым клапаном - цикл повторяется. Давление в колонне насосно-компрессорных труб - 9 падает еще больше, начинается приток жидкости из нефтяного пласта и через ниппель-воронку и регулятор забойного давления - 13 поступает в нее, а уровень жидкости в кольцевом пространстве скважины опускается ниже скважинной камеры с рабочим газлифтным клапаном - 12. Газ начинает поступать в колонну насосно-компрессорных труб через рабочий газлифтный клапан, а пусковые газлифтные клапаны, в скважинных камерах - 11, закрываются. Для предотвращения прорыва газа через ниппель-воронку и регулятор забойного давления - 13 между ней и скважинной камерой с рабочим газлифтным клапаном - 12 устанавливают пакер - 10. Приток из нефтяного пласта в колонну насосно-компрессорных труб - 9 через ниппель-воронку с регулятором забойного давления - 13 происходит до тех пор, пока забойное давление не снижается до расчетного, после чего регулятор забойного давления закрывается, прекращая приток жидкости из пласта в колонну насосно-компрессорных труб. В это время рабочий газлифтный клапан - 12 еще открыт, и газ через него поступает в колонну насосно-компрессорных труб, уменьшая давление столба жидкости над клапаном, а соответственно и над регулятором забойного давления - 13, при достижении расчетной величины этого давления клапан закрывается и прекращается поступление газа. Приток жидкости из пласта остановлен - растет забойное давление в нефтяной скважине, а вследствие прекращения потребления газа из газодающей скважины в линии подачи газа и на забое ее повышается давление. Когда давление газа в линии подачи и над регулятором давления газа - 5 в газодающей скважине - 1 достигнет максимального расчетного значения, регулятор давления газа закрывается и прекращает подачу газа из пласта в комбинированную колонну насосно-компрессорных труб - 2 и, соответственно, в нефтяную скважину. При достижении расчетной величины забойного давления в нефтяной скважине - 8 регулятор забойного давления - 13 открывается и пластовая жидкость поступает в колонну насосно-компрессорных труб - 9, вызывая подъем столба жидкости в них. Увеличивается давление над рабочим газлифтным клапаном до расчетного и он открывается, а так как в этот момент давление газа в кольцевом пространстве скважины выше, чем давление столба жидкости в колонне насосно-компрессорных труб, то газ начинает поступать в колонну насосно-компрессорных труб. Тем временем начинает падать давление газа в линии подачи газа - 6 и, соответственно, над регулятором давления газа - 5, при достижении расчетной величины давления регулятор открывается и газ из газового пласта по комбинированной колонне насосно-компрессорных труб - 2, через линию подачи газа - 6 поступает в нефтяную скважину - 8 и совершает работу по подъему жидкости - цикл повторяется.
В предлагаемом способе отсутствует сложное наземное оборудование, связанное с подготовкой газа по отделению капельной жидкости и поддержанию определенной температуры газа в зависимости от "точки росы" из-за наличия узлов дросселирования в наземных коммуникациях.
Таким образом, заявляемый способ более эффективен и экономичен по сравнению со способом прототипа и позволяет осуществлять более полную выработку запасов.
ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ
1. Ш.К.Гиматудинов. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. - М.: "Недра", 1983, с. 113-132.
1. Ш.К.Гиматудинов. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. - М.: "Недра", 1983, с. 113-132.
2. Патент RU 2129208 С1, 20.03.99.
Claims (2)
1. Способ газлифтной добычи нефти с автоматическим регулированием добывных возможностей скважин, включающий размещение на колонне насосно-компрессорных труб ниппель-воронки, пакера, скважинных камер с клапанами и регуляторов давления как в нефтяной, так и в газодающей скважинах и собственно эксплуатацию, отличающийся тем, что ниппель-воронку в колонне насосно-компрессорных труб газодающей скважины оборудуют регулятором давления газа, поддерживающим постоянное давление после себя в ней, а следовательно, и по всей системе подачи газа, которую выполняют с равнопроходными диаметрами до точки ввода газа в нефтяную скважину и без узлов дросселирования, включая точку ввода газа в колонну насосно-компрессорных труб нефтяной скважины, причем рабочий газлифтный клапан в точке ввода газа настраивают так, что он открывается и перепускает газ через себя только по достижении заданного давления столба жидкости в точке его установки, но меньшем, чем давление газа в этой же точке кольцевого пространства скважины.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при оборудовании ниппель-воронки нефтяной скважины регулятором забойного давления его настраивают на давление открытия и закрытия по необходимому забойному давлению, но большее, чем давление столба жидкости в месте его установки, а рабочий газлифтный клапан настраивают так, чтобы обеспечивать это давление.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000110459A RU2208135C2 (ru) | 2000-04-24 | 2000-04-24 | Способ газлифтной добычи нефти с автоматическим регулированием добывных возможностей скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000110459A RU2208135C2 (ru) | 2000-04-24 | 2000-04-24 | Способ газлифтной добычи нефти с автоматическим регулированием добывных возможностей скважин |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2000110459A RU2000110459A (ru) | 2002-02-10 |
RU2208135C2 true RU2208135C2 (ru) | 2003-07-10 |
Family
ID=29208988
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2000110459A RU2208135C2 (ru) | 2000-04-24 | 2000-04-24 | Способ газлифтной добычи нефти с автоматическим регулированием добывных возможностей скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2208135C2 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2804039C1 (ru) * | 2022-09-09 | 2023-09-26 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Система и способ эксплуатации подземных хранилищ газа |
-
2000
- 2000-04-24 RU RU2000110459A patent/RU2208135C2/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2804039C1 (ru) * | 2022-09-09 | 2023-09-26 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Система и способ эксплуатации подземных хранилищ газа |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2416711C2 (ru) | Способ и система циркуляции текучей среды в системе скважин | |
AU2018333283B2 (en) | System and method for low pressure gas lift artificial lift | |
US6039121A (en) | Enhanced lift method and apparatus for the production of hydrocarbons | |
US20040129428A1 (en) | Plunger lift deliquefying system for increased recovery from oil and gas wells | |
US7793727B2 (en) | Low rate gas injection system | |
CA2595018A1 (en) | System and method for producing fluids from a subterranean formation | |
CA2607683A1 (en) | Inverted electrical submersible pump completion to maintain fluid segregation and ensure motor cooling in dual-stream well | |
UA72920C2 (ru) | Способ бурения скважины | |
CN103352681B (zh) | 厚层稠油油藏直井同步注采生产方法及装置 | |
RU2253009C1 (ru) | Способ шарифова для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной нагнетательной скважиной | |
RU2334867C1 (ru) | Способ одновременно раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов и скважинная установка для его реализации | |
CN101285377A (zh) | 稳定沿井眼的流动 | |
US8191624B2 (en) | Bypass gas lift system for producing a well | |
US6923259B2 (en) | Multi-lateral well with downhole gravity separation | |
RU2594235C2 (ru) | Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой залежи и устройство для реализации способа | |
CN208280944U (zh) | 一种增强型气举 | |
EA000484B1 (ru) | Система управления газлифтной добычей нефти из нефтяной скважины | |
RU2260681C2 (ru) | Способ разработки газонефтяных залежей | |
CN111911117B (zh) | 一种利用地层能量加热的可燃冰开采管柱及其作业方法 | |
RU2208135C2 (ru) | Способ газлифтной добычи нефти с автоматическим регулированием добывных возможностей скважин | |
US7500525B2 (en) | Gas well de-watering apparatus and method | |
RU2317407C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
Abdalsadig et al. | Gas lift optimization to improve well performance | |
McCoy et al. | Downhole gas separators-A laboratory and field study | |
CN209339915U (zh) | 一种增强型气举 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140425 |