Способ эксплуатации обводненных газовых скважин и устройство для его осуществления

Группа изобретений относится к газовой промышленности и может быть использована для обеспечения процесса эксплуатации обводненных газовых скважин. Обеспечивает повышение эффективности изобретений. Сущность изобретений: способ включает перфорацию эксплуатационной колонны ниже уровня текущего газоводяного контакта; спуск в скважину дополнительной колонны насосно-компрессорных труб малого диаметра с компоновкой забойного оборудования, спускаемого ниже эксплуатируемого интервала, состоящей из пакера, служащего для разобщения внутреннего пространства эксплуатационной колонны, заполненного газом и заполненного водой, рабочей камеры, предназначенной для накопления конденсирующейся на забое жидкости; осуществление подачи газа высокого давления в колонну насосно-компрессорных труб малого диаметра от установленного на дневной поверхности компрессора или скважины-донора с устьевым давлением выше гидростатического давления на абсолютной гипсометрической отметке, соответствующей расположению технологических отверстий скважины-приемника, более чем на 10 атм; продавку газом избыточного давления, конденсирующейся на забое и накапливающейся в рабочей камере жидкости в водонасыщенный интервал, расположенный ниже эксплуатационного продуктивного интервала; а также установку на дневной поверхности сепаратора для осушки газа, манометров для контроля устьевого давления основной и малой колонн насосно-компрессорных труб, запорно-регулирующих устройств для регулирования расхода газа по основной и малой колоннам насосно-компрессорных труб, блока управления, осуществляющего контроль и управление процессом согласно заданному алгоритму. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для обеспечения процесса эксплуатации обводненных газовых скважин. Способ включает: перфорацию технологических отверстий ниже текущего ГВК; спуск дополнительной колонны НКТ меньшего диаметра, на которой смонтирован комплекс забойного оборудования, которое состоит из пакера, фиксируемого ниже эксплуатационного интервала, предназначенного для разобщения пространства ствола скважины, заполненного газом, и пространства, заполненного водой; устройства, состоящего из рабочей камеры для накопления конденсирующейся на забое жидкости, обратного клапана, препятствующего проникновению жидкости из подпакерного пространства внутрь НКТ, перепускного клапана, расположенного выше пакера и обеспечивающего циркуляцию флюида между внутренним пространством НКТ и внутренним пространством эксплуатационной колонны; осуществление подачи газа высокого давления в НКТ малого диаметра посредством устанавливаемого на дневной поверхности компрессора и продавку газом избыточного давления конденсирующейся на забое и накапливающейся в рабочей камере жидкости в водонасыщенный интервал, расположенный ниже эксплуатационного продуктивного интервала. Отбор газа может осуществляться из трубного пространства основного НКТ. Использование альтернативного источника газа высокого давления, например скважины-донора, эксплуатирующей другой объект с устьевым давлением выше гидростатического давления на абсолютной гипсометрической отметке, соответствующей расположению технологических отверстий скважины-приемника, более чем на 10 атм, возможно значительное снижение затрат на компремирование или полный отказ от установки компрессора.

Известен пенообразующий состав для удаления жидкости из газовых скважин [патент РФ №2047641 C1, 10.11.1995].

Недостатком состава является увеличение потерь давления в скважине и системе газосбора за счет образования пены, ухудшение качества подготовки газа, низкая эффективность состава при наличии водопритока в ствол скважины.

Известен способ удаления жидкости из газовых скважин и шлейфов [патент РФ №2017941 C1, 15.08.1994], включающий добычу газа и периодическое удаление жидкости с забоя скважины добываемым газом. Жидкость с забоя скважины удаляют путем продувки шлейфов через газовый эжектор, при этом каждую скважину периодически подключают к камере смешения эжектора, на вход которого подают высоконапорный газ с дожимной компрессорной станции, а смешанный поток направляют на вход дожимной компрессорной станции, причем период продувки каждой скважины определяют по стабилизации температуры в ней.

Существенным недостатком способа является низкая эффективность, т.к. снижение давления на устье скважины на 3-4 атмосферы недостаточно для очистки забоя.

Известен скважинный самоуправляемый газогидродинамический излучатель-диспергатор [патент РФ №2060364 C1, 20.05.1996], содержащий размещенные в корпусе нижний диспергирующий элемент, выполненный в виде конфузора и установленный подвижно относительно верхнего диспергирующего элемента, выполненного в виде диффузора и установленного неподвижно или подвижно относительно корпуса, вихревую тороидальную камеру, образованную направленными друг к другу вершинами усеченных конусов и соосно расположенных центральных проходных каналов конфузора и диффузора, и сообщенную с центральным проходным каналом, установленную на входе нижнего диспергирующего элемента втулку-сепаратор с центральным проходным каналом, выполненным в виде расширяющего в сторону входа нижнего диспергирующего элемента усеченного конуса с винтообразными пазами и равномерно расположенными по длине последних сквозными радиальными отверстиями, образующую с корпусом камеру, гидравлически сообщенную с вихревой тороидальной камерой возвратную пружину, установленную между нижним и верхним диспергирующими элементами, и возвратную пружину, установленную между корпусом и верхним диспергирующим элементом при установке последнего подвижно, нижний диспергирующий элемент оборудован со стороны втулки-сепаратора радиально расположенным у его боковой поверхности упором, выполненным в виде вертикального стержня с закругленным снизу концом, втулка-сепаратор имеет со стороны нижнего диспергирующего элемента втулку в виде усеченного в верхней части под углом к продольной оси полого цилиндра, имеющую в продольном сечении вид наклонной плоскости с верхней и нижней горизонтальными площадками для перемещения по ее усеченной поверхности упора, а центральный проходной канал нижнего диспергирующего элемента выполнен с винтообразными пазами.

Существенным недостатком диспергатора является снижение эффективности его работы по мере естественного падения пластового давления и увеличения объема поступающей в скважину жидкости, а также увеличение потерь давления в скважине, связанное с работой диспергатора.

Известно устройство для удаления жидкости с забоя газовых скважин [патент РФ №2112865 C1, 10.06.1998], содержащее колонну лифтовых труб, в соединительном замке которой установлен полый диспергатор, состоящий из сопла, имеющего спрямляющее устройство на входе и окончание с пилообразным периметром на выходе, образующий со стенкой лифтовой трубы глухую полость, отличающееся тем, что над соплом имеется смесительный патрубок, образующий коаксиальные кольцевые полости со стенкой лифтовой трубы и соплом, при этом на цилиндрической части сопла имеется перфорация для отсоса жидкости из глухой полости.

Устройство имеет те же недостатки.

Известно устройство для удаления жидкости с забоя газовых скважин [патент РФ №2112866 C1, 10.06.1998], содержащее колонну лифтовых труб, в которых равномерно расположены вихревые насадки, отличающееся тем, что на внутренней поверхности полости насадка закреплены шнековые лопасти с увеличивающимся углом наклона, а сам вихревой насадок имеет высоту Н, внутренний диаметр D и диаметр сквозного просвета d, находящиеся в геометрической пропорции H:D:d=3:1,5:1.

Устройство имеет те же недостатки.

Известен способ удаления жидкости из газоконденсатной скважины и установка для его осуществления [патент РФ №2114284 C1, 27.06.1998], включающий оборудование ее колонной насосно-компрессорных труб с камерой замещения, подачу газа в межтрубное пространство и камеру замещения, разрежение призабойной зоны и последующее лифтирование скважинной жидкости с вытеснением ее на поверхность, отличающийся тем, что колонну насосно-компрессорных труб дополнительно оборудуют камерой накопления, а при подаче газа в межтрубное пространство и камеру замещения его одновременно подают в камеру накопления и создают период накопления скважинной жидкости и период ее вытеснения, при этом в период накопления газ подают с меньшим давлением, чем в период вытеснения, а разрежение призабойной зоны и лифтирование скважинной жидкости осуществляют циклами в камере накопления, где дополнительно осуществляют цикл диспергирования скважинной жидкости. Подачу газа в межтрубное пространство осуществляют с расходом, который уменьшают пропорционально росту продуктивности скважины по газу.

Известна установка для удаления жидкости из газоконденсатной скважины [патент РФ №2114284 C1, 27.06.1998], содержащая оборудование устья скважины, колонну насосно-компрессорных труб с камерой замещения, нижним рабочим клапаном, струйным аппаратом и приемным обратным клапаном, расположенным под нижним рабочим клапаном. Установка снабжена обратным клапаном под камерой замещения и над струйным аппаратом, дополнительным обратным клапаном, расположенным под обратным клапаном и над нижним рабочим клапаном, и пакером, размещенным на колонне насосно-компрессорных труб над струйным аппаратом и выполненным таким образом, что надпакерное межтрубное пространство связано с рабочим соплом струйного аппарата дополнительным каналом для изоляции газа от подпакерного пространства скважины, при этом нижний рабочий клапан выполнен в виде обратного клапана, расположенного в дополнительном канале в пределах его наружного диаметра и имеющего ось, параллельную оси рабочего сопла струйного аппарата. Дополнительно установка может быть снабжена как минимум одной дополнительной камерой замещения с ее обратным и газлифтным клапанами, а обратный клапан нижней камеры замещения расположен между газлифтным клапаном и струйным аппаратом. Дополнительный, обратный клапан установлен выше струйного аппарата на величину, меньшую напора, развиваемого струйным аппаратом.

Существенным недостатком способа является увеличение потерь давления в скважине за счет наличия в насосно-компресоорных трубах сужающего устройства и обратных клапанов.

Общим недостатком приведенных способов является увеличение потерь давления в системе газосбора по причине накопления в шлейфах поступающей из скважины жидкости, увеличение объемов подачи ингибитора гидратообразования для предотвращения заморозки и закупорки шлейфов в холодный период, необходимость последующей утилизации добываемой жидкости.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому, принятый за прототип, является способ удаления жидкости из скважины с помощью погружного центробежного насоса [Джеймс Ли, Генри Никкенс, Майкл Уэллс. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин. Перевод с английского. Москва, ООО «Премиум Инжиниринг», стр.290-293].

Способ заключается в спуске в скважину компоновки забойного оборудования, включающего погружной центробежный насос с электроприводом, посредством которого скапливающаяся на забое жидкость закачивается в водоносный пласт, нижележащий по разрезу. Зоны отбора продукции и нагнетания воды разобщаются пакером.

Недостатком способа является необходимость подачи в газовую скважину электрического напряжения, что повышает промышленную опасность эксплуатируемого объекта. Кроме того, попадание газа в насос значительно снижает эффективность работы системы.

Предлагаемый способ эксплуатации обводненных газовых скважин позволяет устранить указанные недостатки.

Указанный технический результат по объекту (способ) достигается тем, что способ эксплуатации обводненных газовых скважин включает осуществление перфорации эксплуатационной колонны ниже уровня текущего газоводяного контакта; спуск в скважину дополнительной колонны насосно-компрессорных труб малого диаметра с компоновкой забойного оборудования, спускаемого ниже эксплуатируемого интервала, состоящей из пакера, служащего для разобщения внутреннего пространства эксплуатационной колонны, заполненного газом и заполненного водой, рабочей камеры, предназначенной для накопления конденсирующейся на забое жидкости; осуществление подачи газа высокого давления в колонну насосно-компрессорных труб малого диаметра от установленного на дневной поверхности компрессора или скважины-донора с устьевым давлением выше гидростатического давления на абсолютной гипсометрической отметке, соответствующей расположению технологических отверстий скважины-приемника, более чем на 10 атм; продавку газом избыточного давления конденсирующейся на забое и накапливающейся в рабочей камере жидкости в водонасыщенный интервал, расположенный ниже эксплуатационного продуктивного интервала; а также установку на дневной поверхности сепаратора для осушки газа, манометров для контроля устьевого давления основной и малой колоннам насосно-компрессорных труб, запорно-регулирующих устройств для регулирования расхода газа по основной и малой колоннам насосно-компрессорных труб, блока управления, осуществляющего контроль и управление процессом согласно заданному алгоритму. Кроме того, в насосно-компрессорную трубу малого диаметра устанавливают или механический циркуляционный клапан, управляемый с помощью канатной техники или койлтюбинговой установки, или газлифтный клапан, ниже которого монтируют посадочное седло, в которое при помощи канатной техники устанавливают пробку, изолирующую нижнюю часть компоновки и позволяющую создать избыточное давление, открывающее газлифтный клапан и обеспечивающее подачу газа в зону скопления механических примесей.

Технический результат по объекту (устройство) достигается тем, что устройство для удаления жидкости с забоя скважины содержит эксплуатационную колонну, перфорированную ниже уровня текущего газоводяного контакта; спущенные в скважину основную колонну насосно-компрессорных труб и дополнительную колонну насосно-компрессорных труб малого диаметра с забойным оборудованием, спущенным ниже эксплуатируемого интервала, состоящего из пакера для разобщения внутреннего пространства эксплуатационной колонны, заполненного газом и водой; рабочую камеру, предназначенную для накопления конденсирующейся на забое жидкости; скважинный фильтр для предотвращения попадания механических примесей в рабочую камеру; перепускной клапан для разобщения внутреннего пространства рабочей камеры и затрубного пространства; обратный клапан для разобщения внутреннего пространства рабочей камеры и подпакерного пространства; впускной клапан для разобщения внутреннего пространства рабочей камеры и внутреннего пространства насосно-компрессорных труб малого диаметра; источник подачи газа высокого давления в колонну насосно-компрессорных труб малого диаметра в виде или установленного на дневной поверхности компрессора, или скважины-донора для продавки газом избыточного давления жидкости, накопленной в рабочей камере, в водонасыщенный интервал, расположенный ниже эксплуатационного продуктивного интервала; установленные на дневной поверхности сепаратор для осушки газа, манометры для контроля устьевого давления основной и малой колонн насосно-компрессорных труб, запорно-регулирующие устройства для регулирования расхода газа по основной и малой колоннам насосно-компрессорных труб, блок управления для контроля и управления процессом согласно заданному алгоритму. Кроме того, для предотвращения попадания газа из рабочей камеры в подпакерную зону в рабочей камере установлен клапан-отсекатель поплавкового типа.

Заявляемый способ и устройство поясняется чертежом, где представлена схема устройства для эксплуатации обводненных газовых скважин, цифрами обозначены: 1 - эксплуатационная колонна, 2 - основная НКТ, 3 - дополнительная колонна НКТ (насосно-компрессорных труб) малого диаметра, 4 - перфорационные отверстия; 5 - эксплуатируемый интервал, 6 - пакер, 7 - рабочая камера, 8 - перепускной клапан, 9 - обратный клапан, 10 - клапан-отсекатель поплавкового типа, 11 - скважинный фильтр, 12 - сепаратор, 13 - компрессор, 14, 15 - запорно-регулирующие устройства, 16 манометры, 17 - циркуляционный/газлифтный клапан, 18 - посадочное седло.

Заявляемый способ включает (см. фиг.): перфорацию в эксплуатационной колонне 1 ниже уровня текущего ГВК (газоводяного контакта); спуск в скважину дополнительной колонны НКТ малого диаметра 3 с компоновкой забойного оборудования, спускаемого ниже эксплуатируемого интервала 5, состоящей из пакера 6, служащего для разобщения внутреннего пространства эксплуатационной колонны, заполненного газом и заполненного водой; устройства, состоящего из рабочей камеры 7, предназначенной для накопления конденсирующейся на забое жидкости; скважинного фильтра 11 для предотвращения попадания механических примесей в рабочую камеру, перепускного клапана 8 для разобщения внутреннего пространства рабочей камеры и затрубного пространства (внутреннего пространства эксплуатационной колонны); обратного клапана 9 для разобщения внутреннего пространства рабочей камеры и подпакерного пространства; осуществление подачи газа высокого давления в НКТ малого диаметра 3 посредством устанавливаемого на дневной поверхности компрессора 13 и продавку газом избыточного давления конденсирующейся на забое и накапливающейся в рабочей камере 7 жидкости в водонасыщенный интервал, расположенный ниже эксплуатационного продуктивного интервала; а также заявляемый способ включает установку на дневной поверхности манометров 16 для контроля устьевого давления основной и малой НКТ; запорно-регулирующих устройств 14, 15 для регулирования расхода газа по основной и малой НКТ; блока управления, осуществляющего контроль и управление процессом согласно заданному алгоритму.

Принцип действия заключается в периодическом вытеснении в водонасыщенный интервал коллектора (подпакерное пространство) жидкости, скапливающейся в рабочей камере, избыточным давлением газа, которое создается компрессорной установкой и передается в рабочую камеру через внутренне пространство НКТ малого диаметра.

Рабочий цикл состоит из следующих фаз

1. Фаза накопления. Обратный клапан 9 закрыт. Перепускной клапан 8 открыт. Скважина работает по основной НКТ 2 и НКТ малого диаметра 3. Конденсирующая жидкость скапливается в затрубном пространстве над пакером 6 и через перепускной клапан поступает в рабочую камеру 7. По мере подъема уровня жидкости он достигает перфорационных отверстий 5 и начинает создавать дополнительное гидравлическое сопротивление, снижая дебит газа и/или устьевое давление. При снижении одного из указанных параметров ниже минимального заданного уровня фаза завершается закрытием рабочей задвижки основной НКТ 15.

2. Фаза стабилизации. Обратный клапан 9 закрыт. Перепускной клапан 8 открыт. Рабочая задвижка основной НКТ 2 закрыта. Происходит отекание жидкости по стенкам основной НКТ 2 на забой. Продолжатся поступление жидкости в рабочую камеру 7. Устьевое давление растет. Уровень жидкости стабилизируется. После стабилизации устьевого давления, производится закрытие рабочей задвижки 14 малой НКТ 3. Одновременно начинается нагнетание газа посредством компрессора 13 в малую НКТ 3. Отрывается рабочая задвижка основной НКТ 2. Давление в основной НКТ 2 резко снижается, в НКТ 3 малого диаметра растет. В результате созданного перепада перепускной клапан 8 закрывается, препятствуя перетоку жидкости из рабочей камеры 7 обратно в затрубное пространство. Фаза завершается.

3. Фаза сжатия. Обратный клапан 9 закрыт. Перепускной клапан 8 закрыт. Рабочая задвижка основной НКТ 2 закрыта, НКТ 3 малого диаметра закрыта. Производится нагнетание газа в НКТ 3 малого диаметра. Давление растет. При достижении перепада давления между полостями малого НКТ 3, расположенными выше и ниже обратного клапана 9, некоторой заданной величины происходит его открытие. Фаза завершается.

4. Фаза рабочего хода. Обратный клапан 9 открыт. Перепускной клапан 8 закрыт. Рабочая задвижка основной НКТ 2 открыта, малой НКТ 3 закрыта. Продолжается нагнетание газа в полость малой НКТ 3, который вытесняет жидкость из рабочей камеры 7 и малой НКТ 3 через обратный клапан 9 в подпакерное пространство и далее через технологические перфорационные отверстия 4 в эксплуатационной колонне 1 в пласт-коллектор, находящийся ниже уровня ГВК. После вытеснения всей жидкости из внутренней полости малой НКТ 3 в подпакерное пространство нагнетание газа прекращается. Момент полного вытеснения определяется расчетным путем по уравнению состояния идеального газа с учетом объема внутренней полости НКТ, давления, температуры и коэффициента сверхсжимаемости нагнетаемого газа. Рабочая задвижка основной НКТ 2 закрывается. Фаза завершается.

5. Фаза обратного хода. Обратный клапан 9 открыт. Перепускной клапан 8 закрыт. Рабочие задвижки основной 2 и малой 3 НКТ закрыты. Устьевое давление основной НКТ 2 растет. После его стабилизации рабочая задвижка малой НКТ 3 открывается. Происходит резкое снижение устьевого давления малой НКТ 3. В результате чего происходит закрытие обратного клапана 9 и открытие перепускного клапана 8. После стабилизации устьевого давления производится плавное открытие задвижки основной НКТ 2. После стабилизации устьевого давления основной НКТ 2 фаза завершается.

Для более точного определения момента полного вытеснения жидкости из рабочей камеры в верхней ее части устанавливается клапан-отсекатель поплавкового типа 10. В фазе рабочего хода избыточным давлением газа вода из рабочей камеры вытесняется в подпакерное пространство. В момент полного вытеснения поплавок находится в нижней точке. Заглушка впускного клапана опускается на седло, препятствуя дальнейшему поступлению газа в рабочую камеру, что фиксируется по росту устьевого НКТ малого диаметра.

Недостатком данной компоновки является невозможность извлечения оседающих на забое механических примесей на дневную поверхность. Для устранения указанного недостатка в НКТ малого диаметра устанавливается газлифтный клапан 17, ниже которого монтируется посадочное седло 18, в которое при помощи канатной техники устанавливается пробка, изолирующая нижнюю часть компоновки и позволяющая создать избыточное давление, открывающее газлифтный клапан, и обеспечить подачу газа в зону скопления механических примесей. Вместо газлифтного клапана может быть установлен механический циркуляционный клапан, управляемый с помощью канатной техники или колтюбинговой установки.

1. Способ эксплуатации обводненных газовых скважин, включающий перфорацию эксплуатационной колонны ниже уровня текущего газоводяного контакта; спуск в скважину дополнительной колонны насосно-компрессорных труб малого диаметра с компоновкой забойного оборудования, спускаемого ниже эксплуатируемого интервала, состоящей из пакера, служащего для разобщения внутреннего пространства эксплуатационной колонны, заполненного газом и заполненного водой, рабочей камеры, предназначенной для накопления конденсирующейся на забое жидкости; осуществление подачи газа высокого давления в колонну насосно-компрессорных труб малого диаметра от установленного на дневной поверхности компрессора или скважины-донора с устьевым давлением выше гидростатического давления на абсолютной гипсометрической отметке, соответствующей расположению технологических отверстий скважины-приемника, более чем на 10 атм; продавку газом избыточного давления конденсирующейся на забое и накапливающейся в рабочей камере жидкости в водонасыщенный интервал, расположенный ниже эксплуатационного продуктивного интервала; а также установку на дневной поверхности сепаратора для осушки газа, манометров для контроля устьевого давления основной и малой колонн насосно-компрессорных труб, запорно-регулирующих устройств для регулирования расхода газа по основной и малой колоннам насосно-компрессорных труб, блока управления, осуществляющего контроль и управление процессом согласно заданному алгоритму.

2. Способ эксплуатации обводненных газовых скважин по п.1, отличающийся тем, что в насосно-компрессорную трубу малого диаметра устанавливают или механический циркуляционный клапан, управляемый с помощью канатной техники или колтюбинговой установки, или газлифтный клапан, ниже которого монтируют посадочное седло, в которое при помощи канатной техники устанавливают пробку, изолирующую нижнюю часть компоновки и позволяющую создать избыточное давление, открывающее газлифтный клапан и обеспечивающее подачу газа в зону скопления механических примесей.

3. Устройство для удаления жидкости с забоя скважины, содержащее эксплуатационную колонну, перфорированную ниже уровня текущего газоводяного контакта; спущенные в скважину основную колонну насосно-компрессорных труб и дополнительную колонну насосно-компрессорных труб малого диаметра с забойным оборудованием, спущенным ниже эксплуатируемого интервала, состоящего из пакера для разобщения внутреннего пространства эксплуатационной колонны заполненного газом и водой; рабочую камеру, предназначенную для накопления конденсирующейся на забое жидкости; скважинный фильтр для предотвращения попадания механических примесей в рабочую камеру; перепускной клапан для разобщения внутреннего пространства рабочей камеры и затрубного пространства; обратный клапан для разобщения внутреннего пространства рабочей камеры и подпакерного пространства; впускной клапан для разобщения внутреннего пространства рабочей камеры и внутреннего пространства насосно-компрессорных труб малого диаметра; источник подачи газа высокого давления в колонну насосно-компрессорных труб малого диаметра в виде или установленного на дневной поверхности компрессора, или скважины-донора для продавки газом избыточного давления жидкости, накопленной в рабочей камере, в водонасыщенный интервал, расположенный ниже эксплуатационного продуктивного интервала; установленные на дневной поверхности сепаратор для осушки газа, манометры для контроля устьевого давления основной и малой колонн насосно-компрессорных труб, запорно-регулирующие устройства для регулирования расхода газа по основной и малой колоннам насосно-компрессорных труб, блок управления для контроля и управления процессом согласно заданному алгоритму.

4. Устройство для удаления жидкости с забоя скважины по п.3, отличающееся тем, что для предотвращения попадания газа из рабочей камеры в подпакерную зону в рабочей камере установлен клапан-отсекатель поплавкового типа.