Спосіб експлуатації газліфтної свердловини

Реферат: Спосіб експлуатації газліфтної свердловини включає подачу в свердловину газу із джерела високого тиску по газопроводу, вимір витрати газу (Qнг), що нагнітають, і дебіту флюїду (Qф), що видобувають, при різних витратах газу, періодичне встановлення залежності між витратою газу й дебітом флюїду, що видобувають, з визначенням оптимального режиму експлуатації UA 103810 C2 (12) UA 103810 C2 газліфтної свердловини в робочому діапазоні витрати газу. При цьому підготовлений на установці комплексної підготовки газу флюїд, що видобувають, компримують та змішують із низькокалорійним газом/азотом у додатковому в змішувальному пристрої, виконаному у вигляді ежектора, який встановлюють після нагнітальної компресорної станції, при Р ф>Рнг, де Рф - тиск скомпримованого флюїду, що добувають, Рнг - тиск низькокалорійного газу/азоту, що подають в додатковий змішувальний пристрій, здійснюють контроль складу робочого газліфтного газу, регулюють подачу низькокалорійного газу/азоту для фіксації його вмісту в робочому газліфтному газі відповідно до співвідношення Qнг = kтг Qф, де Qф - витрата підготовленого флюїду, що підлягає розбавленню низькокалорійним/азотом, kтг - коефіцієнт товарного газу. Технічний результат: підвищення продуктивності добувних свердловин на пізній стадії експлуатації родовища. UA 103810 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Винахід належить до області розробки газоконденсатних родовищ, і може бути використаний для підвищення продуктивності добувних свердловин на пізній стадії експлуатації родовища. Відомо, що при зменшенні тиску на виході із промислу до 0,15-0,2, подачу газу в магістральний газопровід у більшості випадків припиняють, а газ використовують на місцеві потреби. Цей період розробки родовища називають заключним. Період падаючого видобутку газу, особливо період дорозробки родовища характеризується значною тривалістю, низькими дебетами свердловин, закономірним зменшенням в часі темпу відбору газу й рядом ускладнень у процесі експлуатації свердловин, що обумовлює проведення додаткових витрат для забезпечення стабільності й ефективності їх експлуатації. Тому найчастіше низьконапірний газ спалюють на факелі із втратою високоцінного хімічного й енергетичного продукту (природного газу) із забрудненням навколишнього середовища продуктами згоряння. [см. Довідник з нафтогазової справи. Загальна редакція Бойко B.C., Кондрат P.M., Яремійчук Р.С. - К.: Львів, -с. 620]. Характерною рисою згаданого джерела інформації: й ряду інших є відсутність уваги до раціонального й комплексного використання вуглеводневої сировини, що видобувається, з газоконденсатних родовищ, зокрема до завдання забезпечення товарної характеристики газу, що добувають. Питання збільшення виходу товарного газу в цій і іншій публікаціях взагалі не розглядають. Найбільш близьким до рішення, що заявляють, по призначенню, технічній суті й результату, що досягають, при використанні є спосіб експлуатації газліфтної свердловини, що включає, що включає подачу в свердловину газу із джерела високого тиску по газопроводу, вимір витрати газу, що нагнітають, і дебіту флюїду, що добувають, при різних витратах газу, періодичне встановлення залежності між витратою газу й дебітом флюїду, що добувають, з визначенням оптимального режиму експлуатації газліфтної свердловини в робочому діапазоні витрати газу [див. патент РФ 2137910, М. кл.Е 21В 43/00, 43/12, опубл. 20.09.1999]. При цьому трубу газопроводу нагрівають і підтримують значення температури на її внутрішній поверхні вище температури гідратоутворення кожної зі складених компонентів газового середовища газової свердловини в робочому діапазоні параметрів газу й на такому рівні, щоб температура газу перед регулюючим пристроєм витрати газу задовольняла певній умові запобігання гідратоутворенню. Спосіб, що розглянутий вище, дозволяє ефективно реалізовувати безкомпресорну енергозберігаючу автоматизовану газліфтну експлуатацію свердловин, що експлуатуються у складних природних умовах. Однак, продукт отриманий за вищенаведеною технологією, вимагає значних витрат на стадії комплексної підготовки вуглеводневої сировини, що видобувається, з метою одержання товарного газу. Тому метою технічного рішення, що заявляють, є оптимізації функціональних можливостей газліфтної експлуатації свердловини, а саме узгодження оптимальної витрати робочого агента та товарної кондиції видобувного газу. В основу винаходу поставлена задача удосконалення способу експлуатації газліфтної свердловини, у якому, внаслідок змішування підготовленого на установці комплексної підготовки газу (УКПГ) флюїду, що видобувають, компримування та змішування із низькокалорійним газом/азотом у додатковому змішувальному пристрої, виконаному у вигляді ежектора, який встановлюють після нагнітальної компресорної станції, при Ρ ф > Рнг, де Ρф - тиск скомпромованого флюїду, що добувають, Рнг - тиск низькокалорійного газу/азоту, що подають в додатковий змішувальний пристрій, здійснення контролю складу робочого газліфтного газу, регулювання подачі низькокалорійного газу/азоту для фіксації його вмісту в робочому газліфтному газі відповідно до співвідношення Q нг – kтг Qф, де Qф - витрата підготовленого флюїду, що підлягає розбавленню низькокалорійним/азотом, k тг - коефіцієнт товарного газу, який встановлюють за формулою  ф /  тг  1 k тг   нг /  тг  1 , де Кф - калорійність флюїду, що добувають, ккал, Кнг - калорійність низькокалорійного газу, ккал, Ктг - калорійність товарного газу, ккал. забезпечується новий технічний результат. Суть його полягає в тому, що підготовлений флюїд, що видобувають, змішують з низькокалорійним газом/азотом в додатковому змішувальному пристрої, виконаному у вигляді ежектора, встановленого після нагнітальної компресорної станції. За рахунок цього з'являється можливість збільшити вихід товарного газу 1 UA 103810 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 безпосередньо перед закачуванням його в свердловину, а також знизити витрату вуглеводневого газу для забезпечення газліфтної експлуатації. Поставлена задача вирішується тим, що у відомому способі експлуатації газліфтної свердловини, що включає подачу в свердловину газу із джерела високого тиску по газопроводу, вимір витрати газу (Q нг), що нагнітають, і дебіту флюїду (Qф), що видобувають, при різних витратах газу, періодичне встановлення залежності між витратою газу й дебітом флюїду, що видобувають, з визначенням оптимального режиму експлуатації газліфтної свердловини в робочому діапазоні витрати газу, відповідно до винаходу, підготовлений на установці комплексної підготовки газу (УКПГ) флюїд, що видобувають, компримують та змішують із низькокалорійним газом/азотом у додатковому в змішувальному пристрої, виконаному у вигляді ежектора, який встановлюють після нагнітальної компресорної станції, при Рф > Рнг, де Ρф - тиск скомпримованого флюїду, що добувають, Рнг - тиск низькокалорійного газу/азоту, що подають в додатковий змішувальний пристрій, здійснюють контроль складу робочого газліфтного газу, регулюють подачу низькокалорійного газу/азоту для фіксації його вмісту в робочому газліфтному газі відповідно до співвідношення Qнг = kтг Qф, де Qф - витрата підготовленого флюїду, що підлягає розбавленню низькокалорійним/азотом, ктг - коефіцієнт товарного газу, який встановлюють за формулою  ф /  тг  1 k тг   нг /  тг  1 , де Кф - калорійність флюїду, що добувають, ккал, Кнг - калорійність низькокалорійного газу, ккал, Ктг - калорійність товарного газу, ккал. Відповідно до винаходу, як газ, що нагнітають при газліфтній експлуатації, використовують товарний газ. Відповідно до винаходу, частку товарного газу в суміші визначають як функцію необхідної оптимальної витрати робочого агента. Відоме використання струминних апаратів для виклику припливу шляхом зниження тиску в підпакерній зоні значно нижче гідростатичного. Цей тиск підтримують протягом певного часу. У результаті такого використання струминного апарата відбувається змішування й обмін енергії двох потоків з різними тисками в результаті чого забезпечується видобуток газу середньої калорійності. Потік, що з'єднується з робочим потоком з камери низького тиску, називають інжектованим потоком. Інжектований потік (пластова газоконденсатна суміш) по усмоктувальній лінії направляється в камеру змішування апарата, де змішується з робочим потоком, [см. Булатов А.И. і ін… Освоєння свердловин. Під ред. Р.С. Яремийчука. - Μ.: ТОВ "НедраБизнесцентр", 1999, стор.227-229.] Відоме також використання газоподібних агентів для освоєння свердловин [див. там же стор. 268-287] Технологія виклику припливу газу із пласта з використанням пересувних азотних установок полягає в тому, що газоподібний азот або газована їм рідина (піна) нагнітаються в свердловину й заміщають рідину, що перебуває в ньому. У результаті регулювання густини газу, що закачують у свердловину, та використання пружних властивостей газу й піни у міру видалення із свердловини рідини протитиск на пласт знижують у необхідних межах. У запропонованому технічному рішенні використання струминного апарата й газу, що нагнітають, принципово відрізняється від відомих тим, що газ, що нагнітають, попередньо розбавляють азотом до товарної кондиції з метою зменшення витрати вуглеводневого газу. Спосіб спрямований на ефективне використання робочого агента з метою економії вуглеводневого газу, що видобувають, для газліфтної експлуатації, що забезпечує збільшення виходу товарного газу та раціональне використання висококалорійної вуглеводневої сировини, що видобувають за умов надійного забезпечення товарної кондиції газу відповідно "ГОСТ 554287", зокрема калорійності на рівні завжди вище 7600 ккал оскільки саме до кондиції з калорійністю 7600 ккал доводиться робочий агент перед його закачкою в свердловину. Технічне рішення, що заявляють реалізують у такий спосіб. Спосіб експлуатації газліфтної свердловини, що включає подачу в свердловину газу із джерела високого тиску по газопроводу, вимір витрати газу (Q нг), що нагнітають, і дебіту флюїду (Qф), що видобувають, при різних витратах газу. Періодично встановлюють залежності між витратою газу й дебітом флюїду, що добувають. На підставі одержаної інформації встановлюють оптимальний режим експлуатації газліфтної свердловини в робочому діапазоні витрати газу (див. таблицю). В додатковому змішувальному пристрої, виконаному у вигляді ежектора, встановленого після нагнітальної компресорної станції, підготовлений флюїд, що видобувають, змішують із низькокалорійним газом/азотом до товарної кондиції. При цьому частку підготовленого флюїду в суміші визначають як функцію необхідної оптимальної витрати робочого газу при Р ф > Рнг, де Рф - тиск 2 UA 103810 C2 5 підготовленого флюїду, що добувають, Рнг - тиск низькокалорійного газу/азоту, що подають в додатковий змішувач (ежектор) (див. таблицю). Періодично здійснюють контроль складу товарного газу і регулюють подачу низькокалорійного газу/азоту для фіксації його вмісту в робочому (товарному) газі відповідно до співвідношення Q нг = kтгQф, де kтг - коефіцієнт товарного газу. Цей коефіцієнт встановлюють за формулою k тг  10  ф /  тг  1  нг /  тг  1 , де Кф - калорійність флюїду, що добувають, ккал, Кнг - калорійність низькокалорійного газу, ккал, Ктг - калорійність товарного газу, ккал. Далі, в свердловині в змішувальному пристрої, виконаному у вигляді глибинного струменевого насоса також здійснюється робота газліфтного газу з флюїдом, що підвищує ступінь перемішування газліфтного газу з пластовим флюїдом. У таблиці показаний результат здійснення способу, що заявляють з використанням насоснокомпресорних труб діаметром 1". 15 Таблиця РрМПа РфМПа РнгМПа 3 Qфтис.м /доб Робочий тиск на усті свердловини Тиск скомпримованого флюїду, що видобувають Тиск низькокалорійного газу/азоту Дебіт флюїду Оптимальна витрата робочого агента (газу), що 3 Qнгтис.м /доб нагнітають Ктг Коефіцієнт товарного газу Кфккал Калорійність флюїду (газу), що видобувають Кнгккал Калорійність газу, що нагнітають Ктгккал Калорійність товарного газу Об'єм низькокалорійного газу/азоту, необхідний для 3 Qhгтис.м /доб отримання оптимальної витрати робочого агента (газу) товарної кондиції Витрата робочого вуглеводневого газу, який підлягає 3 Qрвгтис.м /доб розбавленню для отримання оптимальної витрати робочого агента 20 7-8 10-12 0,7-0,8 7,38 11,65 0,118 8500 0 (азот) 7600 1,23 10,42 Як видно з опису способу експлуатації газліфтної свердловини й таблиці, запропоновані технічні рішення дозволяє істотно збільшити об'єм товарного газу, забезпечуючи при цьому необхідний рівень калорійності товарного газу й стабільність роботи газліфтної свердловини. Забезпечення необхідної калорійності газу на стадії комплексної його підготовки дозволяє оптимізувати витрати на реалізацію технології газліфтної експлуатації видобувних свердловин з одночасним доведенням калорійності газу, що видобувають, до товарної кондиції. ФОРМУЛА ВИНАХОДУ 25 30 35 1. Спосіб експлуатації газліфтної свердловини, що включає подачу в свердловину газу із джерела високого тиску по газопроводу, вимір витрати газу (Qнг), що нагнітають, і дебіту флюїду (Qф), що видобувають, при різних витратах газу, періодичне встановлення залежності між витратою газу й дебітом флюїду, що видобувають, з визначенням оптимального режиму експлуатації газліфтної свердловини в робочому діапазоні витрати газу, який відрізняється тим, що підготовлений на установці комплексної підготовки газу (УКПГ) флюїд, що видобувають, компримують та змішують із низькокалорійним газом/азотом у додатковому в змішувальному пристрої, виконаному у вигляді ежектора, який встановлюють після нагнітальної компресорної станції, при Рф>Рнг, де Рф - тиск скомпримованого флюїду, що добувають, Р нг - тиск низькокалорійного газу/азоту, що подають в додатковий змішувальний пристрій, здійснюють контроль складу робочого газліфтного газу, регулюють подачу низькокалорійного газу/азоту для фіксації його вмісту в робочому газліфтному газі відповідно до співвідношення Qнг = kтг Qф, де Qф - витрата підготовленого флюїду, що підлягає розбавленню низькокалорійним/азотом, kтг коефіцієнт товарного газу, який встановлюють за формулою 3 UA 103810 C2 k тг  5 К ф / К тг  1 К нг / К тг  1 , де Кф - калорійність флюїду, що добувають, ккал, Кнг - калорійність низькокалорійного газу, ккал, Ктг - калорійність товарного газу, ккал. 2. Спосіб по п. 1, який відрізняється тим, що як газ, що нагнітають при газліфтній експлуатації, використовують товарний газ. 3. Спосіб по п. 1, який відрізняється тим, що частку товарного газу в суміші визначають як функцію необхідної оптимальної витрати робочого агента. Комп’ютерна верстка Л. Бурлак Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 4