Способ эксплуатации обводненных газовых скважин

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к способам эксплуатации обводненных газовых скважин и транспортировке их продукции. Технический результат заключается в увеличении дебита газовой скважины и сокращении расхода ингибитора гидрато- и льдообразования за счет повышения гидравлической эффективности газосборного трубопровода и снижения его влияния на эксплуатационные характеристики обводненной газовой скважины. В способе удаления жидкости с забоя газовой скважины по технологии эксплуатации по концентрическим лифтовым колоннам подают пластовый флюид из пласта в скважину, разделяют пластовый флюид на забое скважины на газовый поток и газожидкостный поток с механическими примесями, транспортируют газовый поток на устье скважины со скоростью, не обеспечивающей подъем жидкости, транспортируют газожидкостный поток с механическими примесями на устье скважины с давлением выше, чем у газового потока, и со скоростью, обеспечивающей подъем жидкости с механическими примесями, вводят в продукцию скважины ингибитор гидрато- и льдообразования, транспортируют продукцию скважины с ингибитором гидрато- и льдообразования на установку комплексной подготовки газа. Газожидкостный поток после устья скважины направляют на сепарацию для отделения от газа жидкой фазы, отделяют взвешенные частицы от жидкой фазы, выводят осадок, направляют очищенную жидкую фазу в расположенную рядом поглощающую скважину, вводят отсепарированный газ в газовый поток, вводят в смешанный газовый поток ингибитор гидрато- и льдообразования и затем транспортируют смешанный газовый поток с ингибитором гидрато- и льдообразования на установку комплексной подготовки газа. 1 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности, к способам эксплуатации обводненных газовых скважин и транспортировке их продукции.

Известен способ удаления жидкости из газовых скважин и шлейфов (см. патент РФ 2017941) включающий, транспортировку пластового флюида со скважин на гребенку установки комплексной подготовки газа, сепарацию пластового флюида для отделения от газа влаги и механических примесей, компримирование газа, ввод в газовый поток абсорбента, вывод из газового потока абсорбента, вывод газа из установки, подачу в эжектор части газа после компримирования, периодическую транспортировку со скважины или скважин низконапорного пластового флюида через гребенку в эжектор при пониженном давлении и повышенной скорости, понижение устьевого и забойного давления скважины и увеличение скорости транспортировки пластового флюида в скважине, вынос из скважины и шлейфа жидкости на установку комплексной подготовки газа, подачу газовой смеси из эжектора в гребенку, смешивание газовой смеси после эжектирования с газом со скважин установки комплексной подготовки газа.

Недостатком способа является периодическая транспортировка со скважин низконапорного пластового флюида, что становится причиной переменного давления на устье скважины и связанного с этим колебаниями депрессии на пласт. Знакопеременные давления в призабойной зоне пласта способствует разрушению горной породы с выносом песка в скважину и образованием песчанных пробок на забое. В результате снижается дебит скважины вплоть до полной остановки и требуется проведение ремонтных работ. Кроме этого при отрицательной температуре окружающей среды из-за транспортировки газа совместно с жидкостью по трубопроводу на установку комплексной подготовки газа возможно образование в трубопроводе гидратных или ледяных пробок. Из-за отсутствия данных об объемах выносимой жидкой фазы при циклическом изменении давления в скважине для предотвращения гидрато- и льдоотложений требуется подача избыточного количества ингибитора гидрато- или льдообразования.

Наиболее близким аналогом к предлагаемому техническому решению является способ удаления жидкости с забоя газовой скважины по технологии эксплуатации по концентрическим лифтовым колоннам (В.З. Минликаев, Д.В. Дикамов, С.В. Мазанов, А.Ю. Корякин, М.А. Донченко / Опыт эксплуатации скв. 514 сеноманской залежи Уренгойского НГКМ, оборудованной концентрическими лифтовыми колоннами // Газовая промышленность / Ежемесячный научно-технический и производственный журнал. - М.: Газоил пресс, 2015. - №5. С. 29-33), включающий подачу пластового флюида из пласта в скважину, разделение пластового флюида на забое скважины на газовый поток и газожидкостной поток, транспортировку газового потока на устье скважины со скоростью, не обеспечивающей подъем жидкости, транспортировку газожидкостного потока на устье скважины с давлением выше, чем у газового потока и со скоростью, обеспечивающей подъем жидкости, введение газожидкостного потока в газовый поток, введение в продукцию скважины ингибитора гидрато- и льдообразования, транспортировку продукции скважины с ингибитором гидрато- и льдообразования на установку комплексной подготовки газа.

Данный способ обеспечивает устойчивую работу скважины при постоянной депрессии на пласт благодаря поддержанию заданного различного давления в межколонном пространстве и центральной лифтовой колонне и транспортировке газожидкостного потока по центральной лифтовой колонне со скоростью, обеспечивающей подъем

жидкости на устье скважины. При этом предотвращается образование песчанных пробок на забое скважины, а равномерный вынос жидкости из скважины позволяет сократить расход ингибитора гидрато- и льдообразования.

Недостатком способа является то, что транспортировка по газосборному трубопроводу газа со скважинной жидкостью на установку комплексной подготовки газа приводит к снижению гидравлической эффективности газосборного трубопровода. Из-за дополнительного гидравлического сопротивления в газосборном трубопроводе увеличивается устьевое давление газового потока и газожидкостного потока и забойное давление скважины. В результате этого снижается дебит скважины. Кроме этого при определенной температуре окружающей среды для предотвращения образования гидратов и льда в газосборном трубопроводе требуется подача ингибитора гидрато- и льдообразования в продукцию скважины.

Целью изобретения является увеличение дебита газовой скважины и сокращение расхода ингибитора гидрато- и льдообразования за счет повышения гидравлической эффективности газосборного трубопровода и снижение его влияния на эксплуатационные характеристики обводненной газовой скважины.

Поставленная цель достигается следующим образом.

В способе удаления жидкости с забоя газовой скважины по технологии эксплуатации по концентрическим лифтовым колоннам включающем, подачу пластового флюида из пласта в скважину, разделение пластового флюида на забое скважины на газовый поток и газожидкостной поток с механическими примесями, транспортировку газового потока на устье скважины со скоростью, не обеспечивающей подъем жидкости, транспортировку газожидкостного потока с механическими примесями на устье скважины с давлением выше, чем у

газового потока и со скоростью, обеспечивающей подъем жидкости с механическими примесями, введение в продукцию скважины ингибитора гидрато- и льдообразования, транспортировку продукции скважины с ингибитором гидрато- и льдообразования на установку комплексной подготовки газа, в отличие от прототипа газожидкостной поток после устья скважины направляют на сепарацию для отделения от газа жидкой фазы, отделяют взвешенные частицы от жидкой фазы, выводят осадок, направляют очищенную жидкую фазу в расположенную рядом поглощающую скважину, вводят отсепарированный газ в газовый поток, вводят в смешанный газовый поток ингибитор гидрато- и льдообразования, транспортируют смешанный газовый поток с ингибитором гидрато- и льдообразования на установку комплексной подготовки газа.

Предлагаемое изобретение поясняется технологической схемой на фиг. 1.

На иллюстрации обозначены следующие элементы:

1 - добывающая скважина;

2 - перфорационные отверстия;

3 - лифтовая колонна;

4 - центральная лифтовая колонна;

5 - трубопровод;

6 - редуцирующее устройство;

7 - трубопровод;

8 - трубопровод;

9 - сепаратор;

10 - трубопровод;

11 - трубопровод;

12 - газосборный трубопровод;

13 - трубопровод;

14 - фильтр;

15 - трубопровод;

16 - трубопровод;

17 - поглощающая скважина.

Пластовый флюид через перфорационные отверстия 2 поступает на забой добывающей скважины 1, и из-за различных давлений в лифтовой колонне 3 и центральной лифтовой колонне 4, а также за счет разной высоты подвески лифтовой колонны 3 и центральной лифтовой колонны 4 разделяется на газовый поток и газожидкостной поток. Газовый поток направляется в лифтовую колонну 3 и поднимается на устье скважины, после чего поступает в трубопровод 5 для подачи в редуцирующее устройство 6, с помощью которого ограничивается дебит по лифтовой колонне и создается давление в ней выше, чем в центральной лифтовой колонне 4. Из редуцирующего устройства 6 газовый поток направляют в трубопровод 7.

Газожидкостной поток направляется в центральную лифтовую колонну 4 и поднимается на устье скважины. По трубопроводу 8 направляют газожидкостной поток в сепаратор 9 для отделения от газа жидкой фазы. Отсепарированный газ по трубопроводу 10 вводят в газовый поток трубопровода 7. Вводят в смешанный газовый поток трубопровода 7 ингибитор гидрато- и льдообразования по трубопроводу 11. Подают смешанный газовый поток с ингибитором гидрато- и льдообразования из трубопровода 7 в газосборный трубопровод 12, по которому газ транспортируется на установку комплексной подготовки газа.

Жидкую фазу из сепаратора 9 направляют по трубопроводу 13 в фильтр 14 для отделения взвешенных веществ. По трубопроводу 15 выводят из фильтра 14 осадок, а очищенную жидкую фазу из фильтра 14 по трубопроводу 16 направляют в рядом расположенную поглощающую скважину 17.

Такое изобретение обеспечивает транспортировку газа со скважины без скважинной жидкости на установку комплексной подготовки газа и снижение гидравлических потерь в газосборном трубопроводе при транспортировке смешанного газового потока с ингибитором гидрато- и льдообразования. В результате увеличивается пропускная способность газосборного трубопровода и его производительность, что позволяет снизить устьевое давление и увеличить дебит скважины. Также сокращается расход метанола для предупреждения гидрато- и льдообразования при транспортировке газа по газосборному трубопроводу.

Для оценки эффективности предложенного способа на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении было проведено технологическое моделирования процесса эксплуатации обводненной газовой скважины, газосборный трубопровод от которой имеет длину 6650 м, диаметр 273 мм, толщину стенки 14 мм. Устьевое давление добывающей скважины определяется входным давлением на УКПГ и гидравлическими потерями давления в газосборном трубопроводе. В таблице 1 приведены параметры работы добывающей скважины и газосборного трубопровода 12 от скважины на установку комплексной подготовки газа до и после реализации изобретения.

По изобретению дебит газа добывающей скважины благодаря снижению гидравлических потерь давления в газосборном трубопроводе 12 (в 3,4 раза) и уменьшению устьевого давления больше на 18%, чем по прототипу. Удельный расход метанола, предотвращающий образование льдоотложений до температуры минус 7°С, снизился в 19,8 раза.

Способ удаления жидкости с забоя газовой скважины по технологии эксплуатации по концентрическим лифтовым колоннам, включающий подачу пластового флюида из пласта в скважину, разделение пластового флюида на забое скважины на газовый поток и газожидкостный поток с механическими примесями, транспортировку газового потока на устье скважины со скоростью, не обеспечивающей подъем жидкости, транспортировку газожидкостного потока с механическими примесями на устье скважины с давлением выше, чем у газового потока, и со скоростью, обеспечивающей подъем жидкости с механическими примесями, введение в продукцию скважины ингибитора гидрато- и льдообразования, транспортировку продукции скважины с ингибитором гидрато- и льдообразования на установку комплексной подготовки газа, отличающийся тем, что газожидкостный поток после устья скважины направляют на сепарацию для отделения от газа жидкой фазы, отделяют взвешенные частицы от жидкой фазы, выводят осадок, направляют очищенную жидкую фазу в расположенную рядом поглощающую скважину, вводят отсепарированный газ в газовый поток, вводят в смешанный газовый поток ингибитор гидрато- и льдообразования, транспортируют смешанный газовый поток с ингибитором гидрато- и льдообразования на установку комплексной подготовки газа.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу обработки текучей среды обратного притока, выходящей с площадки скважины после стимуляции подземного пласта. Технический результат заключается в снижении затрат при подаче углекислого газа к скважине гидроразрыва, уменьшении расхода природного газа при сжигании на факеле, раздельном получении газообразных и жидких углеводородов.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к устройствам для сбора нефтесодержащей парожидкостной смеси со скважин. Технический результат заключается в увеличении объемов добычи углеводородов, нормализации микроклиматических параметров шахтной атмосферы, уменьшении содержания токсичных газов и углеводородных паров в воздухе буровых галерей, а также в исключении ручного труда, отсутствии систем управления и систем привода запорной арматуры, упрощении конструкции.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли промышленности и может быть использовано для обеспечения необходимых условий оперативного определения и измерения содержания основных фаз в нефтегазовом потоке.

В настоящем документе описаны многофазные расходомеры и связанные с ними способы. Устройство для измерения расхода содержит: впускной манифольд; выпускной манифольд; первый и второй каналы для потока, присоединенные между впускным и выпускным манифольдами; и анализатор для определения расхода текучей среды, протекающей через первый и второй каналы для потока, на основании параметра текучей среды, протекающей через первый канал для потока, причем параметр представляет собой перепад давления текучей среды, протекающей через первый канал для потока или плотность смеси текучей среды, протекающей через первый канал для потока, источник и детектор, соединенные с первым каналом для потока, причем анализатор использует полученные детектором значения для определения фазовой фракции текучей среды, протекающей через первый канал для потока, клапан для управления расходом текучей среды через второй канал для потока.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающих скважин с установками штанговых глубинных насосов, осложненных выносом механических примесей.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для определения газового фактора нефти, а также дебитов нефти и воды нефтяных скважин. Технический результат заключается в обеспечении возможности измерения дебита жидкости при малом содержании свободного нефтяного газа или его отсутствия в измеряемой продукции.

Изобретение относится к области газовой промышленности, к способам добычи, сбора, подготовки и транспортировки низконапорной газожидкостной смеси и может быть использовано при разработке газоконденсатного месторождения путем эксплуатации добывающих скважин с низкими устьевыми давлениями фонтанным способом и дальнейшей транспортировки низконапорной продукции на перерабатывающий завод без применения компрессоров и эжекторов.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована при освоении средних по запасам нефтяных месторождений высоковязких нефтей, расположенных вдали от обустроенных нефтегазодобывающих регионов, с последующей переработкой углеводородного сырья непосредственно на промысле.

Изобретение относится к нефтегазохимическим кластерам и может быть использовано, преимущественно, при разработке удаленных нефтяных месторождений в экстремальных климатических условиях.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к обработке углеводородного газа с использованием низкотемпературного процесса, и может быть использовано в процессах промысловой подготовки конденсатсодержащего газа.
Изобретение относится к области добычи нефти и может быть применено для откачивания нефти погружными центробежными насосными установками с частотно-регулируемым электроприводом из многопластовых скважин, особенно при наличии в них малодебитных нефтеносных горизонтов.
Изобретение относится к области добычи нефти и может быть применено для откачивания нефти погружными центробежными насосными установками с частотно-регулируемым электроприводом из многопластовых скважин, особенно при наличии в них малодебитных нефтеносных горизонтов.

Группа изобретений относится к скважинным насосам, в частности к способу и устройству для определения производительности скважинных насосов. Технический результат – повышение точности в определении производительности упомянутых насосов.

Изобретение относится к техническим средствам для тепловой обработки продуктивного пласта и подъема продукции из скважин со сверхвязкой нефтью и природными битумами.

Изобретение относится к техническим средствам для тепловой обработки продуктивного пласта и подъема продукции из скважин со сверхвязкой нефтью и природными битумами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтяных скважин в неоднородных коллекторах. Обеспечивает повышение темпов отбора нефти из продуктивного пласта.

Описана система для последовательного открытия множества близких отверстий в компоновке хвостовика, расположенной в скважине, или для последовательного открытия отдельных групп отверстий, расположенных в разных, однако близких, местах вдоль компоновки хвостовика для обеспечения возможности осуществления гидроразрыва в этих местах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для регулирования добычи флюида при эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для регулирования добычи флюида при эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости.

Изобретение относится к области поддержания пластового давления на многопластовых месторождениях и может быть использовано при одновременно-раздельной закачке (ОРЗ) рабочего агента.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к способам эксплуатации обводненных газовых скважин и транспортировке их продукции. Технический результат заключается в увеличении дебита газовой скважины и сокращении расхода ингибитора гидрато- и льдообразования за счет повышения гидравлической эффективности газосборного трубопровода и снижения его влияния на эксплуатационные характеристики обводненной газовой скважины. В способе удаления жидкости с забоя газовой скважины по технологии эксплуатации по концентрическим лифтовым колоннам подают пластовый флюид из пласта в скважину, разделяют пластовый флюид на забое скважины на газовый поток и газожидкостный поток с механическими примесями, транспортируют газовый поток на устье скважины со скоростью, не обеспечивающей подъем жидкости, транспортируют газожидкостный поток с механическими примесями на устье скважины с давлением выше, чем у газового потока, и со скоростью, обеспечивающей подъем жидкости с механическими примесями, вводят в продукцию скважины ингибитор гидрато- и льдообразования, транспортируют продукцию скважины с ингибитором гидрато- и льдообразования на установку комплексной подготовки газа. Газожидкостный поток после устья скважины направляют на сепарацию для отделения от газа жидкой фазы, отделяют взвешенные частицы от жидкой фазы, выводят осадок, направляют очищенную жидкую фазу в расположенную рядом поглощающую скважину, вводят отсепарированный газ в газовый поток, вводят в смешанный газовый поток ингибитор гидрато- и льдообразования и затем транспортируют смешанный газовый поток с ингибитором гидрато- и льдообразования на установку комплексной подготовки газа. 1 ил., 1 табл.

Наверх