Спосіб експлуатації газліфтної свердловини

1. Спосіб експлуатації газліфтної свердловини, що включає подачу робочого газу високого тиску в затрубний простір ліфта, відбирання газорідинної суміші із трубного простору ліфта і направлення її на сепарацію в присвердловинну технологічну установку, який відрізняється тим, що в присвердловинній технологічній установці відсепарований газ подають в гідрокомпресійний пристрій, в якому підвищують тиск відсепарованого 3 15473 4 дам до конкретних газліфтних свердловин в якості бустерну ємність, здійснюють цикл дозованого робочого агента, і вже безпосередньо на газліфтзаміщення газу робочою рідиною до досягнення ній свердловині робочий газ (робочий агент) поостанньою верхнього заданого рівня в бустерній дають в затрубний простір ліфта через фонтанну ємності з одночасним гідрокомпресійним стискуарматуру (ФА). Забезпечуючи перепуск робочого ванням та передавлюванням стиснутого газу при газу із затрубного в трубний простір ліфта через підвищеному тиску із бустерної ємності по газонаробочі газліфтні отвори на певній глибині свердгнітальній лінії в затрубний простір ліфта, і періоловини, досягають заданої аерації робочим газом дичним повторенням в автоматичному режимі потрубного стовпа рідини в ліфті (літування продукції слідовних циклів дозованого заміщення робочої свердловини до устя у вигляді газорідинної суміші рідини газом при виключеному насосному агрегаті (ГРС)) з відбором ГРС на усті свердловини. При та газу робочою рідиною при включеному насосроздільному способі транспортування видобутої ному агрегаті, здійснюють процес циклічного відрідини (наприклад, нафтоводяної емульсії) і робобору газу або газорідинної суміші з трубного просчого та попутного газу, перед транспортуванням тору ліфта та циклічного гідрокомпресійного пропускають газорідинну суміш (ГРС) через сепапідвищення тиску газу з нагнітанням в затрубний ратор. простір ліфта, в якості робочого агента (робочого До основних суттєвих недоліків відомого спогазу високого тиску), і таким чином забезпечують собу (прототипу) слід віднести: циркуляційно-циклічне живлення газліфтної сверОбов'язкову наявність промислової системи дловини в автономному експлуатаційному режимі газопостачання свердловин робочим газом висо(незалежно від зовнішніх джерел газопостачання) кого тиску достатньої потужності, а також незалев пусковий і робочий періоди експлуатації. жних від конкретної газліфтної свердловини джеСукупність вказаних вище суттєвих відмінносрел газу пониженого тиску, чи наявність МПГПА та тей (ознак) заявленого способу і заявленого принезалежних джерел газу низького тиску поблизу строю дозволяють досягти цілі корисної моделі з газліфтної малодебітної свердловини. надсумарним технічним ефектом, а порівняльний Порівняно велика технічна складність і значні аналіз заявленого способу з аналогом і заявленого експлуатаційні трудовитрати для присвердловинпристрою з аналогом, виконаний авторами і заявної технологічної установки у варіанті з МПГПА, ником, дозволяють зробити попередній висновок особливо при значній віддаленості газліфтної свепро відповідність корисної моделі критеріям "новирдловини від промислової інфраструктури. зна" і "суттєві відмінності" з досягненням надсумаНеобхідність в значних інвестиціях (капіталоврного позитивного ефекту. кладеннях) і значний термін їх окупності для відНа Фіг.1 представлена схематично газліфтна далених малодебітних свердловин. свердловина і принципова схема присвердловинЦіль заявленого винаходу - підвищення ефекної технологічної установки з гідрокомпресійним тивності експлуатації віддалених, малодебітних, пристроєм. глибоких газліфтних свердловин з пониженим Короткий опис технологічних і конструктивних пластовим тиском і незначним газовим фактором особливостей заявленого способу і пристрою для шляхом конструктивно-технологічного удосконайого здійснення, принципу їх роботи та основних лення і певної автономізації роботи таких свердтехнологічних прийомів і операцій наведено нижче ловин за рахунок недовикористаних можливостей (Опис та пояснення дивись разом з Фіг.1). експлуатації з застосуванням гідрокомпресійного Через фонтанну арматуру (ФА) затрубний і циркуляційно-циклічного газозабезпечення роботи трубний простори газліфтної свердловини підклюгазліфта власним (попутним) газом. чено відповідно до газонагнітальної лінії та газопВ заявленому способі експлуатації газліфтної рийомної лінії присвердловинної технологічної свердловини поставлену ціль досягають тим, що в установки (ПТУ) з гідрокомпресійним пристроєм передпусковий період експлуатації закривають (ГКП). затрубний і трубний простори ліфта на певний час, До складу присвердловинної технологічної здійснюючи вказаним технологічним прийомом установки (ПТУ) входить: газосепаратор (ГС), нанакопичення максимальної кількості попутного копичувальна (НЄ), витратна (ВЄ) і бустерна (БЄ) газу в верхній частині затрубного і трубного прос(гідрокомпресійна) ємності, поплавково-блокуючий торів ліфта з одночасним нарощуванням устєвого вузол (ПБВ), перемикач потоків робочої (нагнітатиску в свердловині, потім в пусковий період ексльної) рідини (ППР), насосний агрегат (НА) високоплуатації відкривають затрубний і трубний простого тиску з електроприводом (на Фіг.1 умовно не ри ліфта, сполучаючи гідравлічно таким технологіпозначений), прийомний зворотний клапан (ПЗК), чним прийомом відповідно затрубний простір нагнітальний зворотний клапан (НЗК) на відповідліфта з газонагнітальною лінією і трубний простір них технологічних лініях, сигналізатори верхнього ліфта - через сепаратор з газоприйомною лінією (СВР) і нижнього (СНР) рівнів в БЄ, блок автомагідрокомпресійного пристрою в присвердловинній тики (БА) для керування процесом гідрокомпресійтехнологічній установці, і здійснюють цикл дозованого стискування газу і циркуляційно-циклічного ного заміщення газом робочої рідини до досягненживлення робочим газом високого тиску (робочим ня рідиною нижнього заданого рівня в бустерній агентом) газліфтної свердловини. (гідрокомпресійній) ємності з одночасним пониНа схемі Фіг.1 штрих-пунктирною замкненою женням в певній мірі величини тиску газу в трублінією умовно виділено (позначено) заявлений ному просторі ліфта на усті свердловини, після гідрокомпресійний пристрій (ГКП), який входить цього автоматичним включенням насосного агрескладовою частиною в присвердловинну технологату з нагнітанням робочої рідини із витратної в гічну установку (ПТУ). Складові елементи ГКП ди 5 15473 6 вись на схемі Фіг.1. робоча рідина буде нагнітатись насосним агрегаПринцип сумісної роботи газліфтної свердлотом (НА) в бустерну ємність (БЄ) з одночасним вини і присвердловинної технологічної установки гідрокомпресійним стискуванням газу в БЄ (по мірі (ПТУ) пояснено нижче. підвищення рівня рідини в БЄ). Зворотний клапан Умовно допускаємо, наприклад, що нафтовиПЗК - закривається при підвищенні тиску в БЄ авдобувна свердловина переводиться на газліфтну томатично. експлуатацію, і для цього в свердловину спущено Включення в роботу НА являється початком газліфтний підйомник рідини (обводненої нафти, пускового періоду експлуатації газліфтної сверднаприклад) у вигляді ліфтової колони труб з роболовини (початок циклу заміщення газу робочою чими газліфтними отворами в колоні на розрахунрідиною з одночасним гідрокомпресійним стискуковій глибині. Свердловина значно віддалена від ванням газу в БЄ). Після того, як тиск газу в БЄ промислової інфраструктури, пластовий тиск позрівняється з тиском газу в затрубному просторі нижений, малодебітна з невеликим газовим факліфта, відкриється зворотний клапан НЗК, і почтором, поблизу свердловини відсутні джерела для неться нагнітання газу підвищеного тиску в газліфїї живлення робочим агентом (газом високого тистну свердловину. Указаний процес нагнітання року) - умовно, але газліфтна свердловина підклюбочого газу в затрубний простір ліфта закінчиться чена до присвердловинної технологічної установки після досягнення робочою рідиною верхнього за(ПТУ) з гідрокомпресійним пристроєм, як показано даного рівня (сигналізатора СВР) або рівня зана схемі Фіг.1 (На схемі Фіг.1 умовно не показано криття верхнього відсікаючого клапана (ВВК) в запорно-регулюючу арматуру і контрольноПБВ в разі надмірного підвищення рівня в БЄ. Давимірювальні прилади та інше, що безпосередньо ний момент часу являється кінцем циклу заміщенне пов'язане з корисною моделлю). ня газу робочою рідиною з гідрокомпресійним стиВ передпусковий період експлуатації газліфтскуванням газу в БЄ і газонагнітання в затрубний ної свердловини закривають затрубний і трубний простір ліфта. При цьому насосний агрегат (НА) простори ліфта, використовуючи ФА, на певний автоматично виключається по управляючому сигпроміжок часу для накопичення максимальної кіналу від сигналізатора верхнього рівня (СВР) лькості попутного газу в верхній частині свердлов БЄ. вини та відновлення устєвого тиску до максимальВпродовж указаного вище циклу, якщо попутного, стосовно конкретних геолого-технологічних ний газ в трубному просторі ліфта продовжує виумов. Після завершення указаного процесу, відкділятись із нафти або відбувається аерація трубривають відповідні засувки на ФА і підключають ного стовпа рідини газом із затрубного простору гідравлічно затрубний і трубний простори ліфта до ліфта, - тиск в газосепараторі (ГС) певною мірою відповідних трубопроводів ПТУ (див. Фіг.1). При підвищується. цьому газ із затрубного простору заповнює газонаВ подальшому описані вище цикли (заміщення гнітальну лінію (трубопровід) до зворотного клапаробочої рідини газом та газу робочою рідиною в на НЗК, а газ із трубного простору заповнює газоБЄ після виключення-включення НА) повторюють сепаратор (ГС) і газоприйомну лінію (трубопровід) в автоматичному режимі, автоматично здійснюючи і через зворотний клапан ПЗК заповнює бустерну почергово відбір газу і/або газорідинної суміші ємність (БЄ) та поплавково-блокуючий вузол (ГРС) із затрубного простору ліфта та гідрокомп(ПБВ) з витісненням робочої (нагнітальної) рідини ресійне газонагнітання в затрубний простір ліфта, і із БЄ і ПБВ в витратну ємність (ВЄ) через перемитаким чином забезпечують автономний режим кач потоків робочої рідини (ППР). Коли рівень роциркуляційно-циклічного живлення газліфтної свебочої рідини в бустерній ємності (БЄ) понизиться рдловини робочим агентом (робочим газом висодо нижньої заданої позначки (до СНР або в крайкого тиску) без використання сторонніх джерел ньому випадку до НВК в ПБВ), закінчиться передгазопостачання, як в пусковий, так і в робочий пепусковий період експлуатації газліфтної свердлоріоди експлуатації. вини. В результаті процесу, описаного вище, Додатково слід зауважити, що в пусковий пепевною мірою понизиться тиск в трубному просторіод експлуатації, з метою поступового нарощурі ліфта на усті (при майже незмінному затрубному вання величини газоциркуляції і відповідно інтентиску) за рахунок, відбору із трубного простору сивності аерації трубного стовпа рідини з певного об'єму газу, і відповідно до величини одночасним нарощуванням продуктивності процеутвореного перепаду тисків на усті, - додатково су газліфтного видобутку (дебіту свердловини), понизиться затрубний рівень і повиситься трубний певний час весь видобуток попутного газу направрівень рідини в свердловині в кінці передпускового ляють для нарощування газоциркуляції в системі періоду експлуатації. "газліфтна свердловина - ПТУ", і лише після досяПусковий період експлуатації газліфтної свергнення розрахунково-заданих параметрів сумісної дловини починають із включення (запуску в робороботи продуктивного пласта - газліфта - ПТУ, ту) насосного агрегату (НА) - вручну або автомаздійснюють відбір надлишків попутного (видобутотично по сигналу від сигналізатора нижнього рівня го) і відсепарованого газу для певних потреб гос(СНР) в БЄ через блок автоматики (БА). подарчої діяльності (див. Фіг.1). Після включення НА, автоматично відбудеться Таким же способом при незмінній подачі робоза рахунок рушійної сили гідродинамічного напору чої рідини насосним агрегатом (НА) можна регуробочої рідини на викиді НА, переключення ППР лювати роботу газліфта (дебіт продукції) в робо(відкриється радіальний гідроканал і закриється чий період експлуатації газліфтної свердловини, верхній осьовий гідро-канал в ППР), а також відкзмінюючи відбір надлишків газу із системи газоцириється нижній відсікаючий клапан (НВК) в ПБВ, ркуляції. 7 15473 8 В пусковий і робочий періоди експлуатації газЧас повного відновлення гіліфтної свердловини, відібрану із трубного просдростатичної рівноваги біля 700 годин тору ліфта газорідинну суміш (ГРС) пропускають Газліфтний підйомник рідини: через газосепаратор і відсепаровану рідину із гаЛіфтова колона труб НКТзосепаратора (ГС) подають в накопичувальну єм2,5'' 3450м ність (НЄ) і далі по призначенню. Глибина спуску г/л отворів 1000-1300-1650В якості робочої рідини для насосного агрегату Нотв. 2000м (НА) можна використати нафтоводяну, водокондеПрисвердловинна технологічна установка (з ГКП): нсатну емульсії (суміші), бішофіт, пластову воду та Газосепаратор (ГС) Ру 6,4МПа інші рідини з пониженою температурою замерзанОб'єм ГС 3м3 ня або застосовуючи підігрів. Робочий об'єм бустерної Приклад реалізації заявленого способу, стосоємності 0,25м3 вно до умов конкретної свердловини (свердловина Об'єм накопичувальної єм№4 Сахалінського родовища (Україна), наводитьності 25м3 ся нижче. Об'єм витратної ємності 1м3 Глибина середини інтервалу (Рмакс=16МПа Насосний агрегат типа 9Т перфорації 3477м Qмакс=10л/с) Пластовий тиск 29,0МПа (ППР, ПБВ - неГустина дегазованої нафти 846кг/м3 Сигналізатори рівня - типа стандартні (ТОВ Густина пластової води 1250кг/м3 ДУЖЭ-200 НВП "30НД", Густина попутного газу (в Україна))* норм. умовах) 0,8кг/м Розрахунковий режим експлуатації: Обводненість продукції 15% Робочий тиск в затрубному Газовий фактор 350м3/т нафти просторі на усті 10-12МПа Тиск насичення 17,1МПа Робочий тиск на викиді Коефіцієнт продуктивності свердловини 3-5МПа пласта 1,0т/доб. МПа Депресія на пласт до 7,0МПа Гідростатичний рівень свердЦиркуляційне живлення галовинної рідини (при зліфта (прив. до н.у.) до 5тис.м3/доб Ру=12,5МПа) 1700м від устя Середньодобовий дебіт Максимальний устєвий тиск продукції (по рідині) 4-6т/доб (в закритій свердловині) 18,4МПа Орієнтовна циклічність ро8-10 подвійних боти ГКП циклів на годину. Комп’ютерна верстка Л. Ціхановська Підписне Тираж 26 прим. Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601