Диференціальна газліфтна установка “отп” з обмеженням тиску газу на пласт

Диференціальна газліфтна установка з обмеженням тиску газу на пласт, яка містить встановлену в експлуатаційній колоні основну підйомну трубу, у верхній частині якої розміщені гідравлічні калібрувальні канали і газліфтні клапани, а нижня її частина - суцільна, встановлені на надземних частинах основної підйомної труби технологічний прийом і експлуатаційної колони - технологічний викид, яка відрізняється тим, що в нижній неперфорованій частині основної підйомної труби встановлена додаткова перфорована гідравлічними каналами підйомна труба, верхній кінець якої закріплений на основній підйомній трубі з можливістю гідравлічного сполучення її порожнини з затрубним простором свердловини, а її нижній кінець встановлений в пакеруючому пристрої, який закріплений в основній підйомній трубі і герметично розділяє порожнину свердловини від кільцевої порожнини, яка утворена основною і додатковою підйомними трубами. Ю (13) 40944 (11) UA процесі експлуатації свердловини недоцільно поступає із підйомної труби в затрубний простір, що обумовлює зменшення подачі необхідної кількості газу до нижніх робочих отворів, внаслідок чого зменшуєть ся глибина продувки свердловини і, відповідно, її де біт в ці лому. Фактична витрата робочого га зу до 2-3 разів перевищує необхідну розрахун кову витрату. Суттю ви находу є те, щоби створити таку диференціальну газліфтну установку з обмеженням тиску га зу на пласт (ОТП), в якій введення нових конструктивних елементів і їх взаємне розміщення дало б можливість суттєво збільшити дебіт свердловин і зменшити витрату ро бочого га зу. Суть ви находу полягає в то му, що ОТП, яка містить встановлену в експлуа таційній колоні основну підйомну тр убу, у верхній частині якої розміщені гідравлічні калібрувальні канали і газліфтні клапани, а нижня її частина - суцільна, встановлені на надземних частинах основної підйомної труби технологічний прийом і експлуатаційної колони технологічний викид, яка відрізняється тим, що в нижній неперфо рованій части ні основної підйомної труби встановлена додаткова перфо рована гідравлічними каналами підйомна труба, верхній кінець якої закріплений на основній підйомній трубі з можливістю гідравлічного сполучення її порожнини з затрубним простором свердловини, а її нижній кінець встановлений в пакеруючому пристрої, який закріплений в основній підйомній трубі і герметич (19) Винахід відноситься до нафтовидобувної промисловості і призначений для видобування нафти із нафто вих свердловин газліфтним способом. Найбільш близьким по технічній суті до заявленої установки є газліфтний підйомник, який містить розміщену в експлуа таційній колоні підйомну трубу з пусковими клапанами і робочими отворами, які розсереджені по всій її довжині і забезпечений технологічним прийомом і викидом (Рилов Б.М. і ін.: "Газліфтний підйомник", патент України № 9886). Недоліком відомого газліфтного підйомника є: - дія повного тиску робочого га зу на продуктивний пласт, внаслідок чого зменшується приплив нафти із нього в свердловину і її ви добуток. Наприклад, при коефіцієнті продуктивності свердловини k=lm/am-дoб. збільшення тиску робочого га зу на DР ³ 10 am призводить до зменшення її дебіту Q = k × DP = 1 × 10 = 10 т/до бу. Обмежені можливості запуску та глибини продувки свердловини глибиною, наприклад, 4000-5000 м, особливо при обмежених тисках робочого газу, наприклад, 60-80 ат, а також його витраті. Згідно діючої технології робочі отво ри і пускові клапани встановлюються через 200-250 м, що обумовлює встановлення 20-25 робочих отворів і пускови х клапанів. За рахунок наявності великої кількості робочих отворів частина робочого газу в А ____________________ 40944 но розділяє порожнину свердловини від кільцевої порожнини, яка утворена основною і додатковою підйомними трубами. На кресленнях представлена принципова конструктивно-технологічна схема заявленої ОТП, де на фіг.1 її представлено у ста тичному стані, на фіг. 2 - у проміжному ста ні в процесі запуску в роботу і на фіг.3 - в процесі режимної експлуатації. ОТП містить вста новлену в експлуа таційній колоні 1 підйомну трубу 2 (ПТ) з утворенням між ними затрубного просто ру 3 (ЗП). В нижній частині ПТ 2 додатково встановлена підйомна труба 4, яка перфорована диспергуючими калібрувальними гідравлічними каналами 5 (КГК). Верхній кінець труби 4 закріплений на ПТ 2 з можливістю гідравлічного сполучен ня її прохідного каналу з ЗП 3 свердловини, а її нижній кінець встановлений в пакеруючому пристрої 6, який закріплений на ПТ 2 і герметично розділяє порожнину 7 свердловини від кільцевої порожнини 8 (КП), яка утворена ПТ 2 і трубою 4. На ПТ 2 на участку, який розміщений над трубою 4, розміщено ряд пускових газліфтних клапанів 9 (ПГК) і калібрувальних гідравлічних каналів 10 (КГК). На надземних частинах ПТ 2 і експлуатаційної колони 1 вста новлені відповідно технологічні прийом 11 і викид 12. Робота ОТП здійснюється слідуючим чином: У статичному ста ні (фіг.1) експлуатаційна колона 1 і ПТ 2 повністю заповнені нафтою (умовно). Запуск ОТП в роботу здійснюється у два етапи. На першому етапі (фіг. 2) при подачі робочого га зу під тиском Р в технологічний прийом 11 нафта із верхн ьої частини ПТ 2 ви тісняється в ЗП 3 через ПГК 9 і КГК 10 (показано стрілками), із якого через викид 12 нафта поступає на поверхню в систему нафтогазозбору. По мірі зниження рівня нафти в ПТ 2 і ЗП 3 газ поступає через ПГК 9 і КГК 10 в ЗП 3, де проходить розгазування нафти до необхідної якості і її подальше ви кидування із ЗП 3 на поверхню. В кінцевому ста ні першого етапу роботи ОТП рівень нафти в ПТ 2 і трубі 4 знижується до рівня Н1-Н1, який знаходиться в зоні закріплення труби 4 на ПТ 2. При цьому ПГК 9 закриваються і газ через них не поступає в ЗП 3, а частина газу через КГК 10 продовжує поступати в ЗП 3 з метою диспергації нафто газової суміші і покращення ефективності її транспортування по ЗП 3 до викиду 12. Тиск P1 газу в ПТ 2 на рівні Н1-Н1 є більшим від тиску Р газу на прийомі 11 за рахунок збільшення його ваги внаслідок стиснення, але тиск Р2 газу в ЗП 3 є меншим від тиску Р1 газу на величину га зодинамічних втрат в КГК 10. Таким чином, на першому етапі роботи ОТП за рахунок газодинамічних втрат газу в КГК 10 має місце зменшення його тиску в ЗП 3, що забезпечує збільшення припливу нафти із продуктивного пласта в свердловину. Віддаль між ПГК 9 і КГК 10 при заданому тиску Р визначається протитиском, який створюється перетиснутим об'ємом нафти із ПТ 2 в ЗП 3. Наприклад, при застосуванні в якості ПТ 2 стандартних насосно-компресорних тр уб діа метром 73 мм з внутрішнім діаметром 62 мм і в якості експлуа таційної колони 1 стандартних труб діаметром 122 мм співвідношення їх об'ємів відповідає 1:3, внаслідок чого 1 погонний метр перетиснутої із ПТ 2 в ЗП 3 нафти займе в ньому висоту » 0,33 м. Перетиснутий із ПТ 2 стовп рідини висотою 0,33 м добавляється до 1 м стовпа рідини, який є в ЗП 3, внаслідок чого загальна висота протидіючого стовпа нафти в ЗП 3 складе 1,33 м. Таким чином, віддаль між ПГК 9 і КГК 10 при заданому тиску Р газу, рівному, наприклад, 80 ат, визначається співвідношенням (80:1,33) × 10 » 600 м, внаслідок чого загальна кількість ПГК 9 чи КГК 10 на участку ПТ 2 рівному, наприклад, 2400 м, складе 4 штуки, що є приблизно в 2,0-2,5 рази меншим в порівнянні з відомим газліфтним підйомником. Зменшення кількості КГК 10 забезпечує відповідне зменшення через них витрати робочого газу, особливо через верхні КГК 10, поскільки витрата через них робочого газу є надлишковою до необхідної витрати. Внаслідок зменшення витрати газу че рез верхні КГК 10 забезпечується можливість подачі необхідного об'єму газу до нижчерозміщених КГК 10 і ПГК 11, що обумовлює можливість збільшення глибини продувки свердловини і її дебіту. У другому етапі (фіг.3) рівень нафти під дією тиску P1 в тр убі 4 і тиску Р2 в ЗП 3 знижується від значення Н1-Н1 до значення Н2-Н2, яке відповідає глибині розміщення пакеруючого пристрою 6. При цьому нафта із кільцевої порожнини 8 через КГК 5 перетискається в трубу 4 і далі в ЗП 3, а нафта із ЗП 3 також поступає в трубу 4 через її нижній прийом. Робочий газ, який поступає в тр убу 4 че рез КГК 5 після перетиснення в неї нафти, проводить її розгазування і подальше транспортування по ЗП 3 до викиду 12. Тиск робочого газу в трубі 4 збільшуєть ся від значення Р1 до значення Р2, яке визначається загальним тиском ліфтуючого газонафтового потоку по трубі 4 і далі по ЗП 3 (показано стрілками). Тиск Р4 в ЗП 3 на рівні Н2-Н2 є меншим від тиску Р3 на рівні Н2-Н2 на величину га зодинамічних втрат в КГК 5. Це забезпечує відповідне зниження тиску робочого га зу на пласт і, як наслідок, збільшення припливу нафти із продуктивного пласта у свердловину і її дебіту. Віддалі між КГК 5 на трубі 4 і їх кількість визначається співвідношенням об'ємів кільцевого простору 8 і труби 4. При використанні стандартних труб діаметром 48 мм для труби 4 і труб 73 мм для підйомної труби 2 співвідношення їх об'ємів відповідає » 1,8:1,1 або 1,64:1, що є суттєво вигіднішим в порівнянні з аналогічним співвідношенням для відомого газліфтного підйомника, що відповідає 3:1. Віддаль між КГК 5 на трубі 4 при тиску робочого газу Р2 > P1 = 90 aт визначається співвідношенням (90:1,64)× 10 » 550 м, що є приблизно в 22,5 рази більшим в порівнянні з відомим газліфтним підйомником. Кількість КГК 5 на трубі 4 при довжині труби 4 рівній 2200 м складає 4 штуки, а їх загальна кількість на ОТП складає 4+4=8 шт. (при глибині свердловини 2400+2200 = 4600м), що є в 2,5 рази меншим від їх кількості у відомому газліфтному підйомнику (20-25 шт.). Таким чином, заявлена ОТП дозволяє збільшити дебіт свердловини за рахунок зменшення тиску на пласт на величину га зодинамічних втрат в КГК 10, ПГК 9 і КГК 5. Зменшення кількості КГК 10 і КГК 5 дозволяє суттєво зменшити витрату робочого газу. 2 40944 Фіг. 1 Фіг. 2 Тираж 50 екз. Відкрите акціонерне товариство «Патент» Україна, 88000, м. Ужгород, вул. Гагаріна, 101 (03122) 3 – 72 – 89 (03122) 2 – 57 – 03 3 Фіг. 3