Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при механизированной добыче текучих сред из глубоких скважин с применением электроцентробежных насосов (ЭЦН) и газлифта в одной компоновке скважинного оборудования, особенно в условиях падающего давления и обводнения скважин.

Известен газлифтный способ добычи нефти, основанный на снижении плотности пластового флюида, при котором дополнительно через газлифтные клапаны, расположенные на определенной глубине, в лифтовые трубы подают рабочий газлифтный газ (см. Силаш А. П. Добыча и транспорт нефти и газа, т.1, с. 161 - 164).

К недостаткам этого способа при эксплуатации малодебитных обводненных нефтяных скважин относятся большой расход газлифтного газа и выпадение гидратов в месте установки верхних газлифтных клапанов и в фонтанной арматуре. Высокие эксплуатационные затраты делают работу таких скважин нерентабельной.

Также известен способ подъема жидкости при помощи установок глубинных электроцентробежных насосов (ЭЦН) (см. Шуров В. И. Технология и техника добычи нефти. - М., Недра, 1983, с. 418 - 421).

Недостаток этого способа заключается в невысокой эффективности при малом межремонтном периоде из-за недостаточного напора существующих ЭЦН. Вследствие этого насосы располагают на небольшой глубине до 2000-2200 м, при которой ЭЦН работает неустойчиво из-за малого подпора и выделения большого количества попутного газа из пластового флюида.

Известен способ одновременного использования газлифта и электропогружных насосов, выбранный нами в качестве прототипа (см. Ли Д. Ф., Винклер Г. У., Шнайдер Р. Е. Оборудование для механизированной добычи, Нефтегазовые технологии 5, 1999 г., с. 38). В нижней части компоновки располагают ЭЦН с пакером, разобщающим призабойную зону пласта от вышележащей части скважины. Над пакером установлены три газлифтных клапана для подачи рабочего газлифтного газа в лифтовые трубы.

Недостаток прототипа заключается в том, что попутный газ скапливается в затрубном пространстве под пакером, снижает динамический уровень, прорывается к приему насоса и останавливает его работу. Таким образом, газ, обладая потенциальной энергией, не совершает работы по подъему жидкости, а наоборот, ведет к срыву подачи.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа путем снижения энергетических затрат на подъем жидкости за счет совершения полезной работы попутным нефтяным газом.

Технический результат достигается тем, что в способе эксплуатации скважин, включающем в одной компоновке скважинного оборудования электроцентробежный погружной насос и газлифт c газлифтными клапанами, установленными на расчетных глубинах, согласно изобретению для инжектирования газа используют, как минимум, два газлифтных клапана, верхний из которых устанавливают на глубине, соответствующей максимальному напору электроцентробежного погружного насоса, а каждое последующее - на глубинах, при которых исключают снижение динамического уровня в насосно-компрессорных трубах ниже предшествующего газлифтного клапана, при этом верхний газлифтный клапан всегда открыт для поступления попутного нефтяного газа из затрубного пространства, а последующие газлифтные клапаны имеют возможность их открытия при приближении к максимальной подаче электроцентробежного насоса при его минимальном напоре.

Тем самым обеспечивают рациональное использование попутного нефтяного газа со стабильным выносом жидкости на поверхность.

Изобретение поясняется чертежами, где изображены
на фиг. 1 - компоновка скважинного оборудования "ЭЦН-газлифт",
где
1 - ЭЦН;
2 - интервал перфорации;
3 - уровень жидкости в затрубном пространстве;
4 - пластовый флюид;
5 - насосно-компрессорные трубы (НКТ);
6 - уровень жидкости в НКТ;
7 - устье скважины;
8 - попутный нефтяной газ;
9 - затрубное пространство;
10 - газлифтный клапан;
11 - газлифтный клапан.

на фиг. 2 - эпюра градиентов давлений совместной работы компоновки скважинного оборудования "ЭЦН-газлифт",
где
1 - линия градиента давления при максимальном напоре ЭЦН;
2 - линия градиента давления при работе скважины через второй газлифтный клапан;
3 - линия градиента давления при минимальном напоре ЭЦН;
4 - глубина подъема пластового флюида при максимальном напоре ЭЦН;
5 - глубина подъема пластового флюида при минимальном напоре ЭЦН;
6 - давление попутного нефтяного газа в затрубном пространстве;
7 - точка ввода попутного нефтяного газа на глубине верхнего газлифтного клапана;
8 - место установки верхнего газлифтного клапана на оси глубин Н;
9 - место установки нижнего газлифтного клапана на оси глубин Н,
10 - точка ввода попутного нефтяного газа на глубине нижнего газлифтного клапана;
11 - место установки второго газлифтного клапана с поправкой на глубину. Осуществляют способ следующим образом:
В открытой компоновке (фиг. 1) у башмака лифтовой колонны размещают ЭЦН 1 так, чтобы прием насоса находился ниже интервала перфорации 2 под уровнем жидкости 3. Жидкость между приемом ЭЦН 1 и интервалом перфорации выполняет роль дополнительного газового сепаратора. С помощью специального патрубка (на фиг. 1 не показан) поток пластового флюида перед тем, как оказаться на приеме ЭЦН 1, охлаждает погружной электродвигатель. При этом пластовый флюид 4 дополнительно подогревается и после прохождения ЭЦН 1 поднимается вверх по НКТ 5. В зависимости от мощности ЭЦН 1, пластовых и скважинных условий, гидравлических сопротивлений уровень жидкости 6 в насосно-компрессорных трубах (НКТ) 5 не достигнет устья скважины 7 и окажется от него на некотором расстоянии. В этом интервале глубин работу по подъему жидкости продолжит газлифт. Рабочим агентом для него является попутный нефтяной газ 8 под давлением в затрубном пространстве 9, выделившийся из пластового флюида 4.

Для поступления попутного нефтяного газа 8 из затрубного пространства 9 в НКТ 5 используют, например, газлифтные клапаны 10 и 11, управляемые перепадом давлений между затрубным пространством 9 и НКТ 5, и оборудованные обратными клапанами. Для предлагаемой комбинированной компоновки это означает, что ввод попутного нефтяного 8 газа в НКТ 5 возможен с глубины, где давление в затрубном пространстве 9 превышает давление жидкости в НКТ 5.

ЭЦН 1 работает в пределах оптимального режима, при котором граничным значениям дебитов соответствуют определенные величины напоров. Поэтому и подача попутного нефтяного газа должна производиться так, чтобы охватить конкретный расчетный интервал глубин, определяемый максимальным и минимальным напором для заданного типоразмера ЭЦН 1. Рациональным представляется установка не менее двух газлифтных клапанов 10 и 11. При этом верхний клапан 10 следует всегда иметь открытым для подачи газа, а открытие нижних 11 необходимо только в случае увеличения и приближения к максимальной подаче пластового флюида ЭЦН 1 при минимальном напоре.

На фиг. 2 показана эпюра градиентов давлений совместной работы "ЭЦН-газлифт".

Предварительно рассчитав глубину установки и выбрав типоразмер ЭЦН, строят эпюру давлений в координатах давление (Р) - глубина (Я). На оси давлений, приведенных к глубине установки насоса, откладывают величину максимального напора (рншх), и минимального напора (рн min), развиваемых насосом, с поправкой (уменьшением) на устьевое давление (рв). Из полученных точек проводят линии градиентов давлений 1 и 2, соответствующие заданной плотности пластового флюида. На вертикальной оси Н точки пересечения 4 и 5 с линиями 1 и 3 определяют глубину подъема флюида при работе ЭЦН на двух экстремальных режимах. Отметив на горизонтальной линии устьевых давлений точку 6, соответствующую давлению попутного нефтяного газа в затрубном пространстве, проводя через нее градиентную кривую газа до пересечения с линиями градиентов давлений 1 и 3 получают точки 7 и 10, соответствующие глубине ввода попутного нефтяного газа через газлифтный клапан. Из точек 7 и 10 проводят горизонтали до пересечения с осью глубин Н и отмечают точки 8 и 9.

Для верхнего газлифтного клапана, по условию превышения давления в затрубном пространстве над давлением в НКТ, его установка для максимального напора насоса возможна в интервале глубин от точки 4 до точки 8. При минимальном напоре насоса глубина установки второго клапана определяется интервалом от точки 5 до точки 9. Между точками 5 и 8 образуется интервал, в котором верхний газлифтный клапан окажется над уровнем жидкости в НКТ, что приведет к срыву подачи жидкости и неэффективной продувке через него рабочего попутного нефтяного газа. Для предупреждения этого второй газлифтный клапан следует устанавливать выше глубины, определяемой т. 9. Поправка на глубину определяется расстоянием, равным интервалу между точками 5 и 8 с запасом 50-70 м (т. 11). Пунктирная линия 2 иллюстрирует работу скважины через второй клапан. В случае, когда точка 5 находится выше точки 8, нижний газлифтный клапан располагается на глубине, определяемой точкой 8.

Эксплуатация скважины начинается с вытеснения жидкости глушения газом высокого давления, искусственно подаваемого в затрубное пространство от стороннего источника. По достижении уровня жидкости верхнего газлифтного клапана в работу включается ЭЦН. Одновременно дополнительная подача газа в затрубное пространство прекращается. За счет откачки жидкости глушения ЭЦН и работы газлифта уровень жидкости продолжает снижаться, чем обеспечиваются условия притока пластового флюида. Выделившийся из него попутный нефтяной газ поступает в затрубное пространство, стабилизирует в нем давление, которое с помощью известных операций и оборудования устанавливается и поддерживается на уровне необходимого рабочего давления газлифта.

Уровень жидкости в затрубном пространстве в общем случае снижается под нижний газлифтный клапан. Последний находится в закрытом положении при превышении давления в НКТ над давлением попутного нефтяного газа на глубине установки нижнего клапана. В противном случае последний открыт и попутный нефтяной газ подается в НКТ через него. Устойчивое положение уровня жидкости в затрубном пространстве, определяемое с помощью эхолота, свидетельствует о стабильной работе скважины.

С применением данного метода были рассчитаны компоновки и режимные параметры работы нефтяных скважин 20493 и 6291 Уренгойского месторождения. Технико-экономический эффект от экономии газлифтного газа оценивается в размере 407 тыс. руб. в год при стоимости 150 руб. одной тысячи кубических метров и потребности на скважину объема в 7,4 тыс. кубических метров в сутки.