SU1758215A1

SU1758215A1 - Способ эксплуатации газлифтных скважин

Info

Publication number: SU1758215A1
Application number: SU894758228A
Authority: SU
Inventors: Надир Гаджиага Оглы Пашаев; Салех Мирдамед Оглы Абасов
Priority date: 1989-10-17
Filing date: 1989-10-17
Publication date: 1992-08-30

Abstract

Изобретение позвол ет обеспечить газ- лифтные скважины рабочим агентом в услови х отсутстви газовых скважин высокого давлени . Это достигаетс тем, что группируютс высокодебитные нефт ные скважины с высоким газо с одерГжанием и газлифтные скважины с режимом работы, обеспечивающим наибольший суммарный отбор нефти, и при этом, не использу дополнительных оборудовани и узлов, поддерживаетс стабильный режим работы скважин. 1 табл., 1 ил.

Description

Изобретение относитс 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 вл етс необходимость наличи компрессорной станции, рассчитанной на высокое давление, что не всегда возможна по техническим и экономическим причинам.

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

Недостатком известного решени вл етс невозможность стабилизации режима работы скважины, применение дополнительных емкостей, компрессор-насосов дл сжати продукции скважины.

Цель изобретени - обеспечение газ- лифтных скважин рабочим агентом в усло- ви х отсутстви газовых скважин высокого давлени .

Поставленна цель достигаетс тем, что согласно способу эксплуатации газлифтных скважин, включающему добычу газожидкостной смеси из нефт ных скважин, отделение газовой фазы в сепараторе и последующую ее закачку в газлифтные скважины , предварительно группируют высокодебитные нефт ные 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 давлени , добытого из другой скважины, известно.

Однако в таких случа х режим работы скважин не стабилизируетс и дл осущестсл

с

ч сл

00

к сл

влени способа требуетс использовать дополнительные емкости компрессор-насосов дл сжати продукции скважин. В предлагаемом способе группируютс высокодебит- ные нефт ные скважины с высоким газосодержанием и газлифтные скважины с режимом работы, обеспечивающим наибольший суммарный отбор нефти, и при этом, не использу дополнительных оборудовани и узлов, поддержив ртс стабиль- ный режим работы скважин.

На чертеже изображена обща реализаци предлагаемого способа.

Схема содержит группу высокодебит- ных нефт ных фонтанных скважин 1-3 и установленные в них штуцеры 4-6 соответственно , манифольд 7, газожидкостные отвод щие трубы 8, сепарационную емкость 9, регул тор 10 уровн жидкости, газоотво- д щие трубы 11 и 12, автоматические газо- вые счетчики 13-15 соответственно, установленные на устье гэзлифтных скважин 16-18, регул тор 19 давлени до себ , общий штуцер, соединенный в виде байпаса 20, общую нефтегазоподводную линию 21 (коллектор) и задвижку 22.

Способ осуществл ют следующим образом .

Продукци из выбранных и сгруппированных нефт ных фонтанных скважин 1-3 с высокими устьевыми давлени ми и большим газосодержанием через соответствующие штуцеры A-G, манифольд 7 и газожидкостную отвод щую линию 8 подаетс в сепарационную емкость 9, где проис- ходит отделение газа от жидкости.

Отсепарированный газ по газоотвод - 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- рованна жидкость поступает в общий штуцер 20, пройд через который, поступает в общий нефтегазосборный коллектор 21. С помощью регул тора 19 давлени до себ в сепарированной емкости поддерживаетс посто нное давление и лишний газ отводитс по трубе 12 к общему штуцеру 20. В сепарированной емкости 9 с помощью регул тора 10 уровн жидкости, уровень под- держиваетс посто нным. Сепарированна емкость врем от времени очищаетс от мехпримесей с помощью задвижки 29.

Дл сепарировани газа с целью использовани его в качестве рабочего агента

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

Дл полного обеспечени газлифтных скважин требуемым объемом и давлением рабочего агента регулируют режим работы фонтанных скважин, в частности измен ют 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.

Продукци 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 прохождени газомера в каждую скважину в качестве рабочего агента подавали 13-15тыс м3/сут- ки газа.

В сепарированной емкости с помощью регул тора давлени до себ давление поддерживали посто нно 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 применени предложенного технического решени общий среднесуточный дебит нефти высокодебитных фонтанных и снижающих дебит скважин составл л 945 т (81 Of 135 т), то после перевода скважин на бескомпрессорный газлифт их дебит составил 1040 т (795f245).

В результате применени предложенного технического решени улучшилс режим работы скважин и общий прирост добычи нефти составил 95 т/сутки

На месторождении им. 28 Апрел Азерб. ССР на глубоководных морских стационарных платформах невозможно осуществить строительство газокомпрессорных станций высокого давлени . Отсутствие на этом же месторождении газовых скважин высокого давлени дл использовани газа в качестве рабочего агента привело к снижению дебитов, прекращению фонтанировани и просто р да скважин, а также к ухудшению режима работы скважин и водопескопро влению в них. В то же врем на платформе эксплуатируютс фонтанные нефт ные скважины с большим устьевым давлением и высоким газосодержанием. Таким образом, использование попутного газа высокого давлени , добытого из групп ы фонтанных нефт ных скважин, позвол ет 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

Claims

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

rtxH wp-/;

НЕЁЙО-.;