Регулируемая газлифтная установка
ADJUSTABLE GAS LIFT UNIT

Изобретение относится к области горного дела, в частности к скважинным устройствам, и может быть использовано для одновременной и раздельной добычи нефти и попутного нефтяного газа фонтанным способом с регулируемым газлифтным эффектом.
Известен способ эксплуатации фонтанных скважин с использованием газлифтного эффекта попутного нефтяного газа, при котором компоновка насосно-компрессорных труб в нижней ее части оборудована обратным клапаном или регулятором забойного давления. Выше по стволу установлен пакер. Под пакером и над ним установлены скважинные камеры. В верхней имеется циркуляционный клапан, в нижней установлен газлифтный клапан. Он настроен так, чтобы открывался и перепускал газ в колонну насосно-компрессорных труб при максимальных значениях давления газа в кольцевом пространстве и жидкости в колонне насосно-компрессорных труб в месте установки клапана. Давление газа в кольцевом пространстве скважины должно быть больше давления жидкости в колонне насосно-компрессорных труб в этом месте. (Патент RU №2129208 С1. Способ эксплуатации фонтанных скважин с использованием газлифтного эффекта попутного нефтяного газа. - МПК: Е21В 43/00. - Опубл. 20.04.1999). Данное техническое решение принято за прототип.
Недостатком известных установок является низкая эффективность газонефтяных скважины из-за невозможности одновременной и раздельной добычи нефти и попутного нефтяного газа.
Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является повышение эффективности эксплуатации газлифтных установок путем регулирования одновременной и раздельной добычи нефти и попутного нефтяного газа.
Техническим результатом является повышение эффективности эксплуатации газлифтных установок за счет регулирования одновременной и раздельной добычи нефти и попутного нефтяного газа.
Указанный технический результат достигается тем, что, в известной регулируемой газлифтной установке, содержащей фонтанную арматуру с задвижками и превентором, размещенные в обсадной трубе скважины колонну лифтовых труб, пакер, установленную над пакером скважинную камеру, и присоединенный к пакеру хвостовик для забора пластовой нефти, согласно предложенному техническому решению,
скважинная камера содержит эксцентрично расположенные патрубки с переходниками, которыми скважинная камера встроена в колонну лифтовых труб выше пакера, образующего с фонтанной арматурой и превентором надпакерную межтрубную газовую полость, замкнутую задвижками и сообщающуюся с источником попутного нефтяного газа, а в полости между переходниками расположен регулируемый электроприводной клапан, содержащий датчики контрольно-измерительных приборов пластовых давлений нефти и газа на уровне скважинной камеры, связанные с панелью управления наземной станции геофизическим кабелем, пропущенным через герметичный ввод превентора, при этом патрубки и клапан соединены между собой резьбовой муфтой, в которой выполнены полость, сообщающаяся с патрубками, и канал подачи газа из надпакерной межтрубной газовой полости через впускной и выпускной каналы клапана, с возможностью барботирования нефти для усиления фонтанного подъема газожидкостного потока нефти пузырьковым газлифтным эффектом, причем датчик измерения давления нефти расположен снизу клапана в полости, сообщающейся с фонтанирующей нефтью по каналу, образованному зазором между датчиком и клапаном, через канал и полость резьбовой муфты, при этом скважинная камера соединена с пакером стыковочным узлом, а хвостовик присоединен к пакеру;
пакер расположен ниже газоносного пласта, с которым сообщается надпакерная межтрубная газовая полость, а хвостовик свободным концом установлен в нефтяном пласте скважины;
пакер расположен ниже уровня раздела газовой шапки и коллектора нефти газонефтяного пласта, при этом надпакерная межтрубная газовая полость сообщается с газовой шапкой, а хвостовик свободным концом установлен в коллекторе нефти.
Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленной регулируемой газлифтной установки, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствуют условию патентоспособности «новизна».
Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения на преобразование и достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствуют условию патентоспособности «изобретательский уровень».
Заявленное техническое решение испытано на газонефтедобывающих скважинах. Следовательно, заявляемая регулируемая газлифтная установка соответствуют условию патентоспособности «промышленная применимость».
На фиг. 1 представлена схема регулируемой газлифтной установки на два пласта; на фиг. 2 - скважинная камера, узел А на фиг. 1 и 3; на фиг. 3 - то же, на один газонефтяной пласт.
Регулируемая газлифтная установка содержит фонтанную арматуру 1 с задвижками 2 и превентором 3, размещенные в обсадной трубе 4 скважины колонну лифтовых труб 5, пакер 6, расположенный ниже газового пласта I, установленную над пакером 6 скважинную камеру 7, и присоединенный к пакеру 6 хвостовик 8 для забора пластовой нефти из нефтяного пласта II. Скважинная камера 7 содержит эксцентрично расположенные верхний 9 и нижний 10 патрубки с верхним 11 и нижним 12 переходниками, которыми скважинная камера 7 встроена в колонну лифтовых труб 5 на уровне выше пакера 6, образующего с фонтанной арматурой 1 и превентором 3 надпакерную межтрубную газовую полость 13, сообщающуюся с выпускным трубопроводом 14 с задвижкой 2 фонтанной арматуры 1 и газовым пластом I. (Фиг. 1). Между переходниками 11 и 12 расположен регулируемый электроприводной клапан (РЭК) 15 для дозированной подачи попутного нефтяного газа (ПНГ) из надпакерной межтрубной полости 13 в колонну лифтовых труб 5, содержащий датчики контрольно-измерительных приборов (КИП) давления Р1 нефти 16 из нефтяного пласта II и давления Р2 газа 17 из газового пласта/на уровне скважинной камеры 7, электрически управляемый с панели управления 18 наземной станции по геофизическому кабелю 19, пропущенному через герметичный ввод 20 превентора 3. Патрубки 9 и 10, и РЭК 15 соединены между собой резьбовой муфтой 21, в которой выполнены полость 22, сообщающаяся с патрубками 9 и 10, и канал 23 подачи ПНГ из надпакерной межтрубной полости 13 через впускной 24 и выпускной 25 каналы РЭК 15, с возможностью барботирования нефти для усиления фонтанного подъема газожидкостного потока нефти с использованием пузырькового газлифтного эффекта. (Фиг. 2). Датчик 16 измерения давления Р1 нефти расположен в полости 26 снизу РЭК 15, сообщающейся с фонтанирующей нефтью по каналу 27, образованному зазором е между датчиком 16 давления Р1 нефти и РЭК 15, через канал 23 и полость 22 резьбовой муфты 21. Скважинная камера 7 соединена с пакером 6 стыковочным узлом 28, а хвостовик 8 свободным концом установлен в нефтяном пласте II скважины. При добыче нефти из совместного газонефтяного пласта III, пакер 6 расположен ниже уровня раздела 29 газовой шапки 30 и коллектора нефти 31, при этом надпакерная межтрубная полость 13 сообщается газовой шапкой 30, а хвостовик 8 свободным концом установлен в коллекторе нефти 31 газонефтяного пласта 111. (Фиг. 3).
Регулируемая газлифтная установка работает следующим образом.
При эксплуатации скважины с газовым I и нефтяным II пластами в обсадной трубе 4 скважины ниже газового пласта I сначала устанавливают пакер 6 с нижней частью стыковочного узла 28 с расположением конца хвостовика 8 для забора нефти в зоне нефтяного пласта II. Затем на колонне лифтовых труб 5 в обсадную трубу 4 скважины спускают скважинную камеру 7 с верхней частью стыковочного узла 28, соединяют с его нижней частью и пакером 6, при этом пластовая нефть поступает в полость 26 по каналу 27 через канал 23 и полость 22 в резьбовой муфте 21, а геофизический кабель 19 проводят через герметичный ввод 20 превентора 3 фонтанной арматуры 1 и соединяют с панелью управления 18 наземной станции, с которой по геофизическому кабелю 19 закрывают РЭК 15. Перед эксплуатацией газлифтной установки определяют максимальное давление Р3 столба нефти в колонне лифтовых труб 5 на уровне скважинной камеры 7, которое затем сравнивают с показанием КИП на панели управления 18 от датчика 16 измерения пластового давления нефти Р1 из нефтяного пласта II, и при условии P1>Р2 осуществляют извлечение нефти фонтанным способом от забойного давления нефти в скважине и ПНГ под собственным давлением Р2. В результате нефть из нефтяного пласта II под собственным пластовым давлением P1 поднимается по хвостовику 8 через пакер 6, стыковочный узел 28, патрубкам 10 и 9, полость 22 резьбовой муфты 21 и колонну лифтовых труб 5 фонтанирует из скважины, а ПНГ из надпакерной межтрубной полости 13 выпускается по выкидному трубопроводу 14 через открытую задвижку 2 фонтанной арматуры 1. При ослаблении давления Р1 фонтанируемой нефти из нефтяного пласта I относительно давления Р3 столба нефти в колонне лифтовых труб 5, при условии Р2>P1<Р3, с панели управления 18 по геофизическому кабелю 19 приоткрывают РЭК 15, которым дозированно регулируют подачу ПНГ в полость 22 резьбовой муфты 21 и колонну лифтовых труб 5 до выполнения условия Р2>Р1>Р3 для устойчивого фонтанирования нефти по колонне лифтовых труб 5 на поверхность скважины. При этом ПНГ из надпакерной межтрубной полости 13 через впускной канал 24, выпускной канал 25 РЭК 15, и канал 23 в резьбовой муфте 21 дозированно перетекает в полость 22, в которой фонтанируемая нефть барботируется и коалесценируется при соприкосновении пузырьков ПНГ с нефтью под действием сил межмолекулярного притяжения, придавая фонтанному способу подъема нефти управляемый газлифтный эффект, облегчая столб нефти в колонне лифтовых труб 5, тем самым увеличивается приток нефти в полость 22 резьбовой муфты 21 и усиливается фонтанирование нефти, энергии которого в сочетании с сопутствующим газом хватает на выталкивание облегченной нефти по колонне лифтовых труб 5 из скважины. При падении давления Р2 ПНГ в надпакерной межтрубной полости 13 до критической величины, при условии P1>Р2, с панели управления 18 по геофизическому кабелю 19 закрывают РЭК 15 и подъем нефти осуществляется фонтанным способом под забойным давлением Р1 нефтяного пласта II. При накапливании газа в надпакерной межтрубной полости 13 до максимальной величины давления Р2 посредством закрытия задвижки 2 на выкидном трубопроводе 14 и падении давления Р1 фонтанируемой нефти, определяемые датчиками 16 и 17 КИП, с панели управления 18 по геофизическому кабелю 19 приоткрывают РЭК 15 для дозированной подачи ПНГ из надпакерной межтрубной полости 13 обсадной трубы 4 через впускной канал 24, выпускной канал 25 РЭК 15, и канал 23 в резьбовой муфте 21 и перетекает в полость 22 скважинной камеры 7, придавая фонтанному способу подъема газожидкостного потока нефти управляемый газлифтный эффект, тем самым усиливается фонтанный способ подъема нефти забойным давлением Р1 по колонне лифтовых труб 5.
При эксплуатации газонефтяного пласта III пакер 6 устанавливают ниже уровня раздела 29 газовой шапки 30 и коллектора нефти 31 газонефтяного пласта III скважины, при этом надпакерная межтрубная полость 13 сообщается газовой шапкой 30 газонефтяного пласта III, а хвостовик 8 свободным концом устанавливают в коллекторе нефти 31, и процесс подъема нефти по колонне лифтовых труб 5 выполняют выше описанным способом.
Использование предложенной регулируемой газлифтной установки позволит значительно повысит эффективность эксплуатации нефтедобывающих скважин за счет одновременной и раздельной добычи нефти и попутного нефтяного газа.