Установка бескомпрессорного газлифта с плунжерным лифтом

Установка бескомпрессорного газлифта с плунжерным лифтом

Реферат

 

Использование: в области нефтедобычи, в частности в способах эксплуатации нефтяных скважин с периодической подачей рабочего агента в их затрубное пространство. Обеспечивает максимальное использование энергии природного газа газоносных пластов и газовых шапок нефтяных месторождений, в том числе попутного газа из пласта, снижение удельного расхода газа на подъем нефти, уменьшение противодавления пластовой воды на забое притоку нефти из пласта и, соответственно, повышение дебита скважины. Сущность изобретения: установка бескомпрессорного газлифта с плунжерным лифтом содержит колонну подъемных труб, устьевой и забойный амортизаторы, клапан под забойным амортизатором, хвостовик, опускаемый до интервала перфорации скважины, плунжер, механизм задержки плунжера на буфере, управляемые на устье запорные устройства выкидной и нагнетательной линий скважины. Между забойным амортизатором и хвостовиком предусмотрена камера с приемным клапаном. Он размещен в проходном канале между хвостовиком и камерой. На боковой стенке камеры установлен обратный клапан с калиброванным проходным отверстием. Он сообщает затрубное пространство скважины с камерой и проходным каналом забойного амортизатора. 3 ил.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к способам эксплуатации нефтяных скважин с периодической подачей рабочего агента в их затрубное пространство.

Известна установка с плунжерным лифтом, включающая колонну НКТ, плунжер, верхний амортизатор, устанавливаемый на буфере скважины и забойный амортизатор, спускаемый в скважину с колонной НКТ под уровень жидкости [1] В известном способе перемещение плунжера в цикле нагнетания происходит под воздействием накопившегося под плунжером попутного газа. При этом величина порции подаваемой жидкости регулируется погружением забойного амортизатора под уровень, а также изменением сечения проходного канала выкидной линии скважины штуцированием или с помощью задвижки. Недостатком известного устройства является то, что при накоплении на забое скважины пластовой воды увеличивается период накопления газа под плунжером, а это приводит к уменьшению частоты рабочего хода плунжера и, соответственно, к снижению производительности установки, причем накопление в стволе скважины пластовой воды отрицательно влияет на дебит скважины. Другим ее недостатком является рост отказов из-за заклинивания плунжера, обусловленного высоким содержанием песка в откачиваемой продукции скважины. В результате снижается наработка на отказ установки и уменьшается МРП скважины.

Известна также установка для подъема нефти из скважины плунжерным лифтом с использованием энергии газа от внешнего источника [2] В известной установке подача газа извне под плунжер осуществляется на буфере магнитным фиксатором. Ее недостатком является то, что при подаче рабочего агента (газа) происходят порывы значительных объемов газа через открытый прием забойного амортизатора в колонну НКТ. При этом газовый поток отсекает поток поступающей из пласта жидкости, вследствие чего в значительной степени увеличивается удельный расход газа и как результат, снижается КПД установки, ухудшается эффективность известной установки добычи нефти плунжерным лифтом.

Известна установка для периодической газлифтной эксплуатации скважин совместно с плунжерным лифтом [3] выбранная в качестве прототипа. Она содержит колонну НКТ с устьевым и забойным амортизаторами и наземный перекрыватель потока жидкости из НКТ, клапан, размещенный в корпусе под забойным амортизатором, и поршень, используемый в качестве подвижного плунжера для подъема газожидкостной смеси вверх по НКТ. Поршень снабжен хвостовиком, воздействующим на клапан в момент его посадки на забойный амортизатор. Этим самым обеспечивается перекрытие канала подачи жидкости в НКТ. Однако циклическое перекрытие канала существенно ограничивает возможность максимального использования природной энергии газа из газоносных пластов и газовых шапок нефтяных месторождений для подъема нефти. В результате снижается КПД установки и возрастают удельные расходы рабочего агента (газа), подаваемого в скважину извне.

Задачами заявляемого изобретения являются максимальное использование энергии природного газа газоносных пластов и газовых шапок нефтяных месторождений, в том числе попутного газа из пласта, снижение удельного расхода газа на подъем нефти, уменьшение противодавления пластовой воды на забое скважины притоку нефти из пласта и соответственно повышение дебита скважины.

Существенные признаки заявляемого изобретения, обеспечивающие решение поставленных задач, заключаются в том, что в установке бескомпрессорного газлифта с плунжерным лифтом, включающей колонну подъемных труб, устьевой и забойный амортизаторы, клапан под забойным амортизатором, хвостовик, опускаемый до интервала перфорации скважины, плунжер, механизм задержки плунжера на буфере, управляемые на устье запорные устройства выкидной и нагнетательной линий скважины, согласно изобретению, между забойным амортизатором и хвостовиком предусмотрена камера с приемным клапаном, размещенным в проходном канале между хвостовиком и камерой, а на боковой стенке камеры дополнительно установлен обратный клапан с калиброванным проходным отверстием, сообщающим затрубное пространство скважины с камерой и проходным каналом забойного амортизатора. Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что заявляемая установка бескомпрессорного газлифта с плунжерным лифтом отличается тем, что между забойным амортизатором и хвостовиком предусмотрена камера с приемным клапаном, размещенным в проходном канале между хвостовиком и камерой, а на боковой стенке камеры дополнительно установлен обратный клапан с калиброванным проходным отверстием, сообщающим затрубное пространство скважины с камерой и проходным каналом забойного амортизатора.

Таким образом, указанные отличительные признаки позволяют сделать вывод, что заявляемая установка бескомпрессорного газлифта с плунжерным лифтом соответствует критерию "новизна". Именно исполнение установки с камерой, содержащей приемный и дополнительный обратный клапаны, размещение камеры между забойным амортизатором и хвостовиком, сообщение затрубного пространства через калиброванные проходные отверстия обратного клапана с проходным каналом забойного амортизатора установки обеспечивают, согласно заявленному изобретению, увеличение продолжительности цикла подачи рабочего агента извне, повышение в затрубном пространстве скважины давления и оттеснение этим давлением уровня жидкости в затрубном пространстве до камеры с обратным клапаном на ее боковой стенке, далее ввод рабочего агента в камеру ниже забойного амортизатора. Этим самым обеспечивается монотонная подача рабочего агента (газа) через обратный клапан в камеру и забойный амортизатор непосредственно под плунжер. Это в свою очередь способствует разгазированию потока под плунжером, и пузырьки газа, увеличиваясь в объеме по мере их движения вверх, сообщают плунжеру дополнительную скорость. Одновременно попутный газ, содержащийся в откачиваемой жидкости, также увеличивается в объеме и этим способствует увеличению скорости подъема плунжера по колонне НКТ вверх. В итоге сокращается продолжительность цикла нагнетания, увеличивается частота рабочего хода плунжера, что обеспечивает существенное повышение производительности установки.

Таким образом, отличительные признаки заявляемого технического решения обеспечивают максимальное использование энергии рабочего агента (газа), подаваемого извне, и энергии попутного газа из пласта для увеличения производительности установки. В результате снижается удельный расход газа, затрачиваемый на подъем нефти из скважин. Кроме того, оттеснение уровня жидкости в затрубном пространстве до камеры и введение рабочего агента (газа) именно в полость ниже забойного амортизатора и наличие хвостовика и камеры с приемным клапаном создают условия для снижения противодавления на пласт, ускорению выноса пластовой воды из забоя скважины, тем самым, увеличению притока жидкости из пласта. В итоге повышается темп отбора продукции нефтяного пласта.

Другие известные технические решения [1 2] в том числе прототип [3] не обеспечивают максимальное использование энергетических возможностей природного газа и не устраняют противодавление на пласт от столба накопившейся жидкости в колонне подъемных труб установки, что отрицательно влияет на добычу нефти на обводненных скважинах. Таким образом, на основании изложенного можно заключить, что заявленное техническое решение имеет изобретательский уровень, и он не следует из существующего уровня техники.

На фиг. 1 3 схематично изображена предлагаемая установка бескомпрессорного газлифта с плунжерным лифтом: на фиг.1 то же, в исходном положении плунжера; на фиг.2 то же, в цикле нагнетания, после оттеснения уровня жидкости в затрубном пространстве до обратного клапана на боковой стенке камеры; на фиг.3 то же, после окончания цикла нагнетания, в верхнем положении плунжера.

Установка бескомпрессорного газлифта с плунжерным лифтом (фиг.1) содержит колонну подъемных труб 1, устьевой 2 и забойный 3 амортизаторы, плунжер 4 с клапаном 5, механизм задержки 6 плунжера на устье, блок управления 7 с запорными устройствами 8 и 9, установленными соответственно на выкидной линии 10 и на линии подачи рабочего агента (газа) 11 и хвостовик 12. Между забойным амортизатором 3 и хвостовиком 12 установлена камера 13 с приемным клапаном 14, при этом на боковой стенке камеры установлен обратный клапан 15 с калиброванным проходным отверстием. Через обратный клапан 5 затрубное пространство 16 скважины сообщается с камерой 13, а через нее с проходным каналом 17 забойного амортизатора 3.

Диаметр калиброванного проходного отверстия обратного клапана 15 выбран с учетом требуемого расхода газа, необходимого для обеспечения его монотонной подачи из затрубного пространства 16 в камеру 13 под забойный амортизатор 3. К камере 13 прикреплен хвостовик 12, глубину его спуска подбирают с учетом расстояния до верхних отверстий 18 интервала перфорации скважины.

При монтаже установки на скважине колонну подъемных труб 1 компонуют с забойным амортизатором 3, плунжером 4, камерой 13 с приемным 14 и обратным 15 клапанами, хвостовиком 12 и опускают в скважину под уровень жидкости на заданную глубину.

Перед запуском установки на устье скважины запорные устройства 8 и 9 закрыты, а плунжер 4 находится в исходном положении, т.е. над забойным амортизатором 3. При этом клапан 5 плунжера закрыт.

Работает установка следующим образом.

По команде из блока управления 7 открывают запорные устройства 8 и 9 (фиг. 2) и по линии 11 (по стрелке) в затрубное пространство 16 скважины под давлением подают рабочий агент (газ). Подачу газа продолжают до повышения в затрубном пространстве 16 давления до величины, достаточной для оттеснения уровня жидкости до места установки обратного клапана 15, т.е. до камеры 13. В процессе оттеснения уровня по затрубному пространству 16 через хвостовик 12 и приемный клапан 14 поступает из пласта нефть и часть неотсепарированного попутного газа. После полного оттеснения уровня под давлением подаваемого извне рабочего агента (газа) открывается обратный клапан 15, и газ поступает в камеру 3. Под действием напора газа и поступающей из пласта по хвостовику 12 газожидкостной смеси плунжер 4 срывается с посадочного места (на фиг. 1 3 не показан) на забойном амортизаторе 3 и поднимается по колонне подъемных труб 1 вверх. По мере движения вверх плунжер 4 проталкивает перед собой жидкость. Одновременно с этим устанавливается монотонная подача газа из затрубного пространства 16 в камеру 13 через калиброванное проходное отверстие обратного клапана 15. Подача газа ускоряет движение плунжера вверх, при этом в колонне подъемных труб образуется разгазированный поток жидкости.

При наличии в призабойной зоне ствола скважины столба накопившейся пластовой воды, благодаря хвостовику 12, установленному с камерой 13 под забойным амортизатором 3, капли воды увлекаются потоком газожидкостной смеси и поднимаются по проходному каналу хвостовика вверх. Монотонная подача рабочего агента (газа) из затрубного пространства 16 через обратный клапан 15 способствует насыщению потока жидкости в трубах 1 свободным газом, что приводит к снижению плотности столба жидкости под плунжером 5, поднимающимся вверх. При этом скорость потока, в том числе плунжера 4, возрастает. С увеличением скорости потока предотвращается гравитационное разделение капелек воды, содержащихся в откачиваемой жидкости. Это создает условия для ускоренного выноса воды из призабойной зоны скважин и, тем самым, обеспечивается снижение противодавления на пласт.

После очередного выброса жидкости в выкидную линию 10 под воздействием восходящего потока плунжер 4 поднимается до устьевого амортизатора 2 и удерживается в верхнем положении механизмом задержки 6, при этом открывается клапан 5 плунжера. Одновременно с этим блок управления 7 подает сигнал на перекрытие запорного устройства 9, и по линии 11 прекращается подача рабочего агента (газа). При этом клапан 8 открыт и поэтому, после завершения цикла нагнетания очередной порции жидкости в выкидную линию 10, продолжается поступление жидкости из пласта через хвостовик 12 в колонну подъемных труб 1 и затрубное пространство 16. В результате уровень жидкости 19 поднимается вверх и сжимает газ в газовой полости 20, что приводит в закрытом положении запорного устройства 9 к повышению давления в газовой полости 20 затрубного пространства 16. Поэтому при открытом положении запорного устройства 8 повышение затрубного давления способствует адекватному повышению уровня жидкости 21 внутри колонны подъемных труб 1. В свою очередь благодаря приемному 14 и обратному 15 клапанам полностью исключается отток жидкости из труб 1 обратно в скважину и устраняется влияние давления столба жидкости в колонне труб 1 на пласт. Затем по команде из блока управления 7 срабатывает обратно механизм задержки 6, в результате чего плунжер 4 освобождается и под своим весом падает по колонне подъемных труб 1 вниз. В процессе падения плунжера его клапан 5 постоянно открыт, что позволяет плунжеру свободно опускаться через газовый слой 22 и столб жидкости в колонне подъемных труб 1 до забойного амортизатора 3. После удара плунжера об забойный амортизатор его клапан 5 закрывается и одновременно с посадкой плунжера на забойный амортизатор по команде из блока управления 7 открывается запорное устройство 9. Далее цикл нагнетания жидкости плунжером по колонне подъемных труб 1 вверх повторяется.

Использование установки позволяет значительно снизить удельные расходы рабочего агента (газа), подаваемого извне, для подъема нефти из скважины и, тем самым, улучшить КПД установки, повысить эффективность добычи нефти плунжерным лифтом. Кроме того, при использовании заявляемой установки обеспечивается ускорение отбора нефти из обводненных скважин за счет удаления через хвостовик и камеру с приемным клапаном пластовой воды и снижения противодавления столба жидкости в скважине на пласт. После снятия противодавления увеличивается приток нефти и ускоряется отбор нефти из продуктивных пластов обводненных скважин.

По данным сравнительных расчетов на 10 скважинах, замена газлифта на компримированном газе предлагаемой установкой газлифта с плунжерным лифтом сокращает удельный расход газа на подъем нефти в среднем в 2 раза, при этом обеспечивается увеличение дебита скважин на 20 20% раза, при этом обеспечивается увеличение дебита скважин на 20 20% Заявляемая установка включена в перечень объектов в техническом задании на проектирование обустройства кустов скважин на Комсомольском месторождении (АООТ "Пурнефтегаз") по энергосберегающей технологии добычи нефти. Планируется предложить к внедрению на Самотлорском месторождении (АООТ "Нижневартовскнефтегаз"). На основании изложенного можно заключить, что предлагаемое изобретение является промышленно применимым.

Формула изобретения

Установка бескомпрессорного газлифта с плунжерным лифтом, включающая колонну подъемных труб, устьевой и забойный амортизаторы, клапан под забойным амортизатором, хвостовик, спускаемый до интервала перфорации скважины, плунжер, механизм задержки плунжера на буфере, установленные на устье запорные устройства выкидной и нагнетательной линий скважины, отличающаяся тем, что между забойным амортизатором и хвостовиком предусмотрена камера с приемным клапаном, размещенным в проходном канале между хвостовиком и камерой, а на боковой стенке камеры дополнительно установлен обратный клапан с калиброванным отверстием, сообщающим затрубное пространство скважины с камерой и проходным каналом забойного амортизатора.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3