Способ эксплуатации газовой скважины

Изобретение относится к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки и, в частности, к эксплуатации газовых скважин, в которых скорость газового потока недостаточна для выноса жидкости с забоя. По способу газовую скважину снабжают основной лифтовой колонной и концентрично размещенной в ней центральной лифтовой колонной с образованием кольцевого пространства между ними. Торец центральной лифтовой колонны размещают ниже торца основной лифтовой колонны. Отбор газа осуществляют одновременно по центральной лифтовой колонне и кольцевому пространству. Отбор газа по центральной лифтовой колонне ведут с дебитом, в полтора раза превышающим дебит, необходимый для выноса жидкости из нее. Дебит газа по кольцевому пространству задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита. Для регулирования дебита по центральной лифтовой колонне на пути потока межколонного кольцевого пространства устанавливают регулирующий штуцер. Вручную степенью открытия регулирующего штуцера задают давление на устье межколонного кольцевого пространства, необходимое для создания условий выноса по центральной лифтовой колонне жидкости в стволе скважины. Значение устанавливаемого давления определяют в зависимости от давления в газосборной сети согласно режимной карте скважины. Повышается эффективность работы скважины путем удаления накапливающейся на забое жидкости без применения сложных автоматизированных управляющих комплексов. 1 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки, в частности, к эксплуатации так называемых «самозадавливающихся» скважин, то есть скважин, в которых скорость газового потока недостаточна для выноса жидкости с забоя.

Разработка газовых месторождений в условиях снижающегося ресурсно-энергетического потенциала характеризуется увеличением числа скважин скорость потока газа в которых недостаточна для их устойчивой эксплуатации. Это способствует накоплению на забое жидкости, что приводит к увеличению противодавления на пласт. С увеличением противодавления на пласт и, соответственно, уменьшением депрессии темп притока газа в скважину снижается до величины меньше минимально необходимой для непрерывного удаления жидкости с забоя. Накопление жидкости и повышение давления на забое приводит к снижению добычи газа или полному останову скважины.

В настоящее время в Надым-Пур-Тазовском регионе Тюменской области широкое распространение получил способ удаления жидкости из скважин с помощью технологических продувок. Продувка скважины осуществляется через факельную линию, при этом давление на устье скважины уменьшается, а дебит и, соответственно, скорость газа на забое и в лифтовой колонне возрастают, что способствует выносу жидкости с забоя. Накопленный опыт свидетельствует о том, что с увеличенным дебитом скважина должна работать минимум 30-50 мин. Периодичность проведения продувок зависит от интенсивности скопления жидкости на забое и в лифтовой колонне, по отдельным скважинам такие работы необходимо проводить до 7-8 раз в месяц.

Эти работы сопровождаются безвозвратными потерями газа с загрязнением окружающей среды. После окончания каждой продувки часть воды по стенкам труб лифтовой колонны возвращается обратно на забой. Поэтому важной задачей является применение других, более эффективных способов удаления жидкости из скважин.

Одним из способов удаления жидкости с забоев газовых скважин и обеспечения их устойчивого режима работы является оборудование скважин концентрической лифтовой колонной (КЛК).

Известен Способ эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин по межтрубному пространству и фонтанной колонне, включающий отбор газа по кольцевому пространству и лифтовой колонне с ограничением отбора газа из кольцевого пространства путем дросселирования [Описание изобретения к авторскому свидетельству 345266, опубликовано 14.07.1972]. Недостатком известного способа эксплуатации газовых скважин является то, что для удаления жидкости с забоя необходимо периодически останавливать скважину.

Наиболее близким аналогом, взятым за прототип, является Способ эксплуатации газовых скважин [RU 2513942, опубликовано 20.04.2014], при котором газовая скважина снабжена основной лифтовой колонной и концентрично размещенной в ней центральной лифтовой колонной с образованием кольцевого пространства между ними, торец центральной лифтовой колонны размещен ниже торца основной лифтовой колонны, а отбор газа осуществляют одновременно по центральной лифтовой колонне и кольцевому пространству, при этом отбор газа по центральной лифтовой колонне ведут с дебитом, в полтора раза превышающим дебит, необходимый для выноса жидкости из нее, а дебит газа по кольцевому пространству задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита, на пути потока по центральной лифтовой колонне устанавливают расходомерное устройство, на пути потока по кольцевому пространству устанавливают автоматический регулирующий клапан расхода газа, затем потоки объединяют и направляют на аналогичное расходомерное устройство, при этом электрические сигналы с расходомерного устройства потока центральной лифтовой колонны и расходомерного устройства объединенного потока направляют на контроллеры автоматического управляющего комплекса, с помощью которого анализируют полученные данные и подают команду на автоматический регулирующий клапан расхода газа, оптимизируя суммарный дебит скважины с учетом фильтрационных сопротивлений скважины.

К недостаткам прототипа относится техническая и технологическая сложность автоматизированных управляющих комплексов и необходимость их обслуживания. Кроме того, в случае выхода из строя хотя бы одного из расходомерных устройств комплекс не будет выполнять свою функцию, будет необходима останов скважины для выявления дефектного узла и его ремонта. Помимо прочего, для работы комплекса требуется электрификация скважины, что также создает сложности тиражирования данной технологии в существующей системе газодобычи Надым-Пур-Тазовского региона с учетом требований безопасности на опасном производственном объекте, каким является газовая скважина.

Задачей создания изобретения является устранение недостатков прототипа в целях обеспечения непрерывного удаления жидкости из стволов склонных к «самозадавливанию» газовых скважин для повышения надежности процесса удаления жидкости с забоя.

Техническим результатом предполагаемого изобретения является оптимизация режима работы газовой скважины на стадии падающей добычи без применения сложных автоматизированных управляющих комплексов, требующих электрификации скважины, с соблюдением требований безопасности на опасном производственном объекте.

Поставленный технический результат достигается использованием сочетания общих с прототипом известных признаков, заключающихся в том, что газовая скважина снабжена основной лифтовой колонной и концентрично размещенной в ней центральной лифтовой колонной с образованием кольцевого пространства между ними, торец центральной лифтовой колонны размещен ниже торца основной лифтовой колонны, а отбор газа осуществляют по центральной лифтовой колонне и кольцевому пространству, при этом отбор газа по центральной лифтовой колонне ведут с дебитом, в полтора раза превышающим дебит, необходимый для выноса жидкости из нее, а дебит газа по кольцевому пространству задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита, и новых признаков, заключающихся в том, что режим работы скважины осуществляют вручную с помощью регулирующего штуцера, расположенного на пути потока межколонного кольцевого пространства, при этом степенью открытия регулирующего штуцера задают давление на устье межколонного кольцевого пространства (МКП), обеспечивающее отбор по центральной лифтовой колонне, достаточный для выноса жидкости из ствола скважины, значение которого определяют в зависимости от давления в газосборном коллекторе по режимной карте скважины, составленной на основе результатов газодинамических исследований.

Новизной предложенного способа является то, что режим работы скважины осуществляют только с помощью регулирующего штуцера, расположенного на пути потока межколонного кольцевого пространства, степенью открытия которого задают давление на устье МКП, обеспечивающее отбор по центральной лифтовой колонне, необходимый для выноса жидкости из ствола скважины, при этом, в отличие от прототипа, значение давления определяют в зависимости от давления в газосборном коллекторе.

Изобретение иллюстрируется чертежом, на котором изображена принципиальная схема скважины, оснащенная концентрической лифтовой колонной с применением оборудования, необходимого для управления режимом работы.

Предложенный способ может быть реализован при помощи скважины, оборудованной концентрической лифтовой колонной, включающей в себя: интервал перфорации 1; центральная лифтовая колонна 2; основная лифтовая колонна 3; эксплуатационная колонна 4; кольцевое пространство 5; фонтанная арматура 6; левая верхняя рабочая задвижка 7; левая верхняя контрольная задвижка 8; правая верхняя контрольная задвижка 9; правая верхняя рабочая задвижка 10; левая нижняя контрольная задвижка 11; левая нижняя рабочая задвижка 12; правая нижняя рабочая задвижка 13; правая нижняя контрольная задвижка 14; регулирующий штуцер 15; регистраторы технологических параметров 16 и 17; манометры 18 и 19; трубопровод устьевой обвязки линии МКП 20; трубопровод устьевой обвязки 21 линии концентрической лифтовой колонны; трубопровод объединенного потока 22 идущий в газосборный коллектор.

Способ реализуется следующим образом.

Отбор газа из интервала перфорации 1 осуществляют по центральной лифтовой колонне 2 и/или кольцевому пространству 5, при этом вместе с газом из интервала перфорации 1 скважины по центральной лифтовой колонне 2 выносится жидкость. В случае снижения скорости в центральной лифтовой колонне 2 жидкость перестает выноситься из скважины и стекает обратно на забой. Поэтому для регулирования скоростей газового потока в центральной лифтовой колонне 2 и кольцевом пространстве 5 используют регулирующее устройство 15, степень открытия которого задают вручную в соответствии со значением, указанным в режимной карте скважины. При устойчивой работе скважины задвижки 7 и 12 закрыты, а задвижки 8, 9, 10, 11,13, 14 - открыты. С помощью регистраторов технологических параметров 16, установленного на трубопроводе устьевой обвязки МКП 20, и 17, установленного на трубопроводе устьевой обвязки ЦЛК 21, осуществляют замер давления газа до регулирующего штуцера 15 и на трубопроводе центральной лифтовой колонны 21, далее эту информацию передают по радиоканалу через антенну на пульт управления установки комплексной подготовки газа (УКПГ). Полученную информацию обрабатывают, идентифицируют в соответствии с режимной картой скважины, давлением в газосборном коллекторе 22 и принимают решение для изменения проходного сечения регулирующего штуцера 15 персоналом УКПГ. При уменьшении проходного сечения регулирующего штуцера 15 скорость движения газа по кольцевому пространству 5 снижается, а скорость движения газа в центральной лифтовой колонне 2 возрастает, что обеспечивает условия для выноса жидкой фазы с забоя скважины вместе с потоком газа. В случае неработоспособности регистраторов технологических параметров 16,17 контроль устьевого давления и давления в газосборном коллекторе 22 осуществляют по манометрам 18 и 19, установленных на трехходовые краны.

Использование предложенного технического решения позволит обеспечить условия для непрерывного удаления жидкости из ствола газовых скважин, склонных к «самозадавливанию», с одновременным регулированием суммарного дебита скважины, что, в конечном итоге, позволит оптимизировать режим работы газовой скважины на стадии падающей добычи и позволит эксплуатировать скважину без остановок и продувок, а также устранить недостатки способа-прототипа, в частности, повысить технологические возможности способа, заключающиеся в снижении капиталовложений при эксплуатации газовой скважины с использованием автоматизированного управляющего комплекса, оборудованного технически и технологически сложными средствами автоматического управления и регулирования, и необходимостью электрификации скважины для обеспечения работы комплекса.

Заявляемый способ реализован на скважине 8142 Уренгойского газопромыслового управления ООО «Газпром добыча Уренгой». В эксплуатационную колонну диаметром 219 мм «самозадавливающейся» газовой скважины опущена основная лифтовая колонна диаметром 168 мм, в которую дополнительно опущена центральная лифтовая колонна диаметром 60,3 мм с размещением нижнего торца центральной лифтовой колонны на 2 м ниже торца основной лифтовой колонны, при этом между основной и центральной лифтовой колоннами образовано кольцевое пространство. Скважина оборудована фонтанной арматурой марки АФ6 100/50×14 К1 ХЛ, включающей трубопроводы устьевой обвязки, соединенные с кольцевым пространством. На фонтанной арматуре последовательно установлены струнные задвижки марки ЗМС1-65×21, инструментальный фланец, регистратор технологических параметров РТП-04 и регулирующее устройство. Трубопровод устьевой обвязки соединен с трубным пространством центральной лифтовой колонны, на котором последовательно установлены струнные задвижки марки ЗМС 50×14 К1 и регистратор технологических параметров РТП-04. На выходе трубопроводы устьевой обвязки объединены в общий трубопровод устьевой обвязки. После ввода скважины в эксплуатацию выполнен комплекс газодинамических исследований, по результатам которых составлена режимная карта скважины, где определено необходимое давление на устье межкольцевого пространства (РуМКП) в зависимости от давления в газосборной сети для создания условия выноса с забоя скважины жидкости (приведено в табл. 1).

Отбор газа из интервала перфорации осуществлялся по центральной лифтовой колонне и кольцевому пространству. Вместе с газом из интервала перфорации и забоя скважины по центральной лифтовой колонне жидкость поднималась со скоростью более 4 м/с. В результате снижения скорости в центральной лифтовой колонне жидкость переставала выноситься из скважины и стекала обратно на забой. С регистраторов, установленных на инструментальном фланце информация по радиоканалу передавалась на пульт управления УКПГ, где информация обрабатывалась, идентифицировалась в соответствии с режимной картой скважины, давлением в газосборном сети, и далее, персоналом УКПГ, принималось решение для изменения проходного сечения регулирующего штуцера. Как видно из таблицы 1, устойчивый режим работы скважины с одновременной работой по центральной лифтовой колонне и межкольцевому пространству при давлении в газосборной сети от 1,09 до 1,16 МПа соблюдается при поддержании давления на устье межкольцевого пространства от 1,29 до 1,36 МПа.

Способ эксплуатации газовой скважины, в котором газовая скважина снабжена основной лифтовой колонной и концентрично размещенной в ней центральной лифтовой колонной с образованием кольцевого пространства между ними, торец центральной лифтовой колонны размещен ниже торца основной лифтовой колонны, а отбор газа осуществляют одновременно по центральной лифтовой колонне и кольцевому пространству, при этом отбор газа по центральной лифтовой колонне ведут с дебитом, в полтора раза превышающим дебит, необходимый для выноса жидкости из нее, а дебит газа по кольцевому пространству задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита, характеризующийся тем, что регулирование дебита по центральной лифтовой колонне осуществляют с помощью регулирующего устройства, расположенного на пути потока газ по межколонному кольцевому пространству, при этом вручную степенью открытия регулирующего штуцера задают давление на устье межколонного кольцевого пространства, необходимое для создания условий выноса по центральной лифтовой колонне жидкости в стволе скважины, значение которого определяют в зависимости от давления в газосборной сети по режимной карте скважины, при накоплении жидкости в стволе скважины и, следовательно, изменение разницы значения фактического устьевого давления и давления на устье согласно режимной карты скважины при заданном давлении в газосборной сети, осуществляют удаление жидкости путем уменьшения степени открытия регулирующего штуцера на пути потока межколонного кольцевого пространства, тем самым изменяют скорость и направления потоков газа по центральной лифтовой колонне.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, может быть использовано при фонтанном, газлифтном, способе добычи нефти, а также совместно с установкой электроцентробежного насоса.

Группа изобретений относится к противопесочным фильтрам в скважинах для добычи углеводородов. Узел сетчатого фильтра содержит основную трубу, имеющую ось, закрытый нижний конец и открытый верхний конец для присоединения к заборной конструкции скважинного насоса, при этом основная труба содержит первый сегмент и второй сегмент, первое и второе множества перфорационных отверстий в боковых стенках первого и второго сегментов, первый и второй сетчатые фильтры, установленные вокруг первого и второго сегментов трубы для отфильтровывания частиц в скважинном флюиде, клапан второго сегмента трубы, установленный на втором сегменте и находящийся в закрытом положении, перекрывающем протекание потока флюида через второе множество перфорационных отверстий из второго сегмента трубы в первый сегмент трубы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано при эксплуатации скважин, оборудованных установками скважинных штанговых насосов (УСШН).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для внутрискважинной химической обработки нефти. Техническим результатом является создание конструкции дозатора реагента на канатной подвеске, позволяющего производить нагнетание реагента в случаях провисания плунжера в цилиндре ШГН при загустевании добываемой продукции.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и предназначено для воздействия на призабойную зону нефтяных и газовых скважин с целью увеличения их производительности.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а в частности к интенсификации работы скважины. Устройство имплозионно–гидроимпульсное для стимуляции скважин включает трубчатый корпус имплозионной камеры с боковыми каналами, сверху соединенный с односторонним гидроцилиндром с боковыми отверстиями, оснащенным силовым поршнем, соединенным через шток с поршневой головкой, которая вставлена в трубчатый корпус с возможностью продольного перемещения под действием штока силового поршня и сообщения боковых каналов с имплозионной камерой в крайнем положении.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для обработки продуктивных зон нефтяных, газовых и водяных скважин. Техническим результатом является повышение надежности работы излучателя.

Изобретение относится к горной и нефтедобывающим отраслям и может быть использовано для защиты установок скважинных насосов при добыче нефти в условиях, осложненных высоким содержанием механических примесей в пластовой жидкости.

Изобретение относится к области рационального использования природных ресурсов и может быть применено в газодобывающей, газоперерабатывающей, газохимической и химической промышленности.

Изобретение относиться к устройствам, предназначенным для вибровоздействия на обратную промывку при бурении скважин. Пульсатор-вибратор содержит корпус, верхний и нижний переводники с проходным каналом, в котором закреплены кривошип и перекидной клапан.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин. В заявляемом способе определяют диапазоны давлений в скважине при статическом режиме с последующим расчетом давлений открытия газлифтных клапанов, настраивают газлифтные клапаны на рассчитанное давление, после чего лифтовую колонну насосно-компрессорных труб опускают в заглушенную газовую или газоконденсатную скважину до глубины расположения отверстий интервала перфорации, после чего осуществляют подачу газлифтного газа в затрубное пространство скважины с давлением, при котором происходит открытие газлифтных клапанов.
Наверх