Способ удаления конденсата или жидкости глушения из заглушенной газовой скважины, способ эксплуатации газовой скважины и профилактики ее "самоглушения" и забойное устройство для их осуществления

Изобретение относится к разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Техническим результатом является повышение эффективности удаления жидкости из газовой скважины за счет организации в скважине эффекта эжекции, при котором смешение двух сред происходит в условиях, когда одна из них, находясь под давлением, оказывает воздействие на другую и увлекает ее в требуемом направлении. В частности, заявлен способ удаления жидкости из заглушенной газовой скважины с оборудованием насосно-компрессорной колонны труб (НКТ), включающий нагнетание в скважину компримированного газа с поверхности, при этом компримированным газом заряжают межтрубное пространство через устьевую арматуру или подпакерную область межтрубного пространства через НКТ в случае снабжения НКТ пакером и обратным клапаном, который устанавливают ниже диффузора и конфузорного сопла внутри НКТ, для последующей его подачи в НКТ при открытой НКТ по каналу связи межтрубного пространства с конфузорным соплом, расположенным под диффузором, причем межтрубное пространство заряжают с оттеснением удаляемой жидкости в призабойную зону пласта. Раскрыты также способ эксплуатации газовой скважины с оборудованием НКТ и профилактики ее «самоглушения» и забойное устройство для осуществления указанных способов. 3 н. и 2 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

Изобретение относится к разработке газовых и газоконденсатных месторождений, а именно: к способу удаления нежелательной жидкости, накапливающейся в газовой скважине в процессе эксплуатации, например, газоконденсата, приводящей к снижению дебитов газа и даже «самоглушению» скважины, к способу эксплуатации газовой скважины и профилактики ее «самоглушения», к способу освоения газовой скважины после глушения, а также к забойному устройству для осуществления указанных способов.

Аналогом предлагаемого способа удаления жидкости из газовой скважины, склонной к «самоглушению» и предлагаемого способа эксплуатации газовой скважины и профилактики ее «самоглушения» является способ эксплуатации обводненных газовых скважин (патент РФ №2484239, оп. 10.06.2013 [1]), включающий перфорацию эксплуатационной колонны ниже уровня текущего газоводяного контакта; спуск в скважину дополнительной колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 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. 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 внутреннее пространство НКТ малого диаметра.

Способ [1] недостаточно технологичен, так как изменение конструкции скважины - перфорация эксплуатационной колонны ниже уровня текущего газоводонефтяного контакта в водонасыщенный интервал залежи в дальнейшем осложнит переход на нижележащий продуктивный горизонт и исключит альтернативные способы эксплуатации объекта без ремонта колонны. Эксплуатация скважины таким способом с большой вероятностью в скором времени приведет к загрязнению каналов перфорации и пористой среды призабойной зоны пласта (ПЗП) принимающего водонасыщенного горизонта, что потребует весьма сложных работ по демонтажу системы и по декольматации. На устье для обслуживания скважины на постоянной основе необходимо иметь сепаратор и компрессор, причем компрессор для своего привода требует наличия постоянного источника электроэнергии, в то время как большинство газовых скважин не обустроены трансформатором и линией подачи энергии.

Также недостаток способа [1] заключается в его сложности, обусловленной в том числе применением сложного забойного оборудования, включая дополнительную колонну насосно-компрессорных труб малого диаметра. Монтаж коаксильной компоновки приводит к удорожанию конструкции, а также устьевой арматуры.

Прототипом предлагаемого способа удаления жидкости из газовой скважины, склонной к «самоглушению», и предлагаемого способа эксплуатации газовой скважины и профилактики ее «самоглушения» является способ эксплуатации скважин на завершающем этапе разработки газовых залежей (патент РФ №2733585, оп. 05.10.2020 [2]), включающий подачу газа с поверхности с помощью мобильной компрессорной установки (МКУ) под башмак лифтовой колонны с накопленной жидкостью, причем внутри лифтовой колонны устанавливают диспергаторные устройства в виде колец с конусообразной поверхностью через каждые 200-300 м от башмака, при этом высота кольца диспергатора составляет 3-9 мм, ширина - 11-41 мм, угол конусности конфузора - 70-90°, угол конусности диффузора - 30-60°, внешний диаметр кольца диспергатора равен внутреннему диаметру лифтовой колонны, а отношение внутреннего диаметра лифтовой колонны к высоте диспергатора составляет 8,8-11,6.

К недостаткам прототипа [2] относится недостаточная эффективность именно в отношении газовых скважин, находящихся на завершающем этапе разработки месторождения, когда значительная часть фонда может иметь дебиты газа от 10 до 30 тыс.м³/сут. и пластовое давление от 2,8 МПа до 8,0 МПа ("Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин" под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева. -Москва, Недра. 1980 г. Глава 9, раздел 9.2 Технологический режим работы скважин при наличии песчаной пробки или столба жидкости на забое, стр. 277-279), в то время как способ [2], согласно описанию, применяется на скважинах с дебитом газа от 55 тыс.м³/сут. Несмотря на показанное в описании [2] улучшение процессов удаления жидкости и газа указанными устройствами в виде колец, в целом способ [2], по мнению заявителя, сводится к выдуванию накопленной жидкости с забоя через лифтовые трубы газом, нагнетаемым на забой компрессором. Способ эксплуатации скважины [2] носит периодический характер, так как МКУ по определению подается к устью только по мере необходимости, а именно: на период удаления накопленной жидкости. Затем эксплуатация газовой скважины продолжается до следующего периода удаления накопленной жидкости. При этом установленные в скважине через каждые 200-300 метров устройства в виде колец затрудняют эксплуатацию, увеличивая гидросопротивление лифта.

Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в создании эффективного способа удаления жидкости из газовой скважины, склонной к «самоглушению», месторождения, находящегося на завершающем этапе разработки, когда значительная часть скважинного фонда имеет дебиты газа от 10 до 30 тыс. м³/сут и пластовое давление от 2,8 МПа до 8,0 МПа, за счет организации в скважине эффекта эжекции, при котором смешение двух сред происходит в условиях, когда одна из них, находясь под давлением, оказывает воздействие на другую и увлекает ее в требуемом направлении; по мнению заявителя, именно в результате эффекта эжекции накопленная в скважине жидкость поднимается на поверхность заявляемым способом в виде тумана - аэрозоли - дисперсной системы, состоящей из взвешенных в газовой среде капелек жидкости.

При этом предлагаемый способ удаления жидкости из заглушенной газовой скважины легко трансформируется в технологию эксплуатации газовой скважины и профилактики ее «самоглушения», с применением уже имеющегося в скважине забойного оборудования.

Поставленная задача решается тем, что предлагается способ удаления жидкости из заглушенной газовой скважины со специальным оборудованием НКТ, включающий нагнетание в скважину компримированного газа с поверхности, отличающийся тем, что компримированным газом заряжают межтрубное пространство через устьевую арматуру для последующей его подачи в НКТ при открытой НКТ по каналу связи межтрубного пространства с конфузорным соплом, расположенным под диффузором, причем межтрубное пространство заряжают с оттеснением удаляемой жидкости в призабойную зону пласта.

При удалении жидкости из скважины, оборудованной НКТ с пакером и обратным клапаном, зарядку подпакерной области межтрубного пространства компримированным газом осуществляют нагнетанием компримированного газа в НКТ при закрытом обратном клапане, открываемом по мере подъема жидкости на поверхность при подаче в НКТ компримированного газа из подпакерной области межтрубного пространства.

Дополнительно для профилактики «самоглушения» скважины, оборудованной НКТ с пакером и обратным клапаном, при дальнейшей эксплуатации по мере появления в скважине жидкости зарядивший подпакерную область межтрубного пространства добываемый газ подают в НКТ при открытой НКТ по каналу связи подпакерной области межтрубного пространства с конфузорным соплом, расположенным под диффузором, при закрытом обратном клапане, открываемом по мере подъема жидкости на поверхность при подаче в НКТ добываемого газа из подпакерной области межтрубного пространства, после чего продолжают эксплуатацию скважины в штатном режиме.

Также решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в создании эффективного и технологичного способа эксплуатации газовой скважины и профилактики ее «самоглушения», за счет подключения энергии пласта, носителем которой служит пластовый газ. При этом предлагаемый способ может осуществляться как простое продолжение технологии удаления жидкости из заглушенной скважины, с применением уже имеющегося в скважине забойного оборудования.

Также поставленная задача решается тем, что предлагается способ эксплуатации газовой скважины с оборудованием НКТ и профилактики ее «самоглушения», отличающийся тем, что для удаления жидкости из заглушенной газовой скважины нагнетанием с поверхности через устьевую арматуру заряжают межтрубное пространство компримированным газом для последующей его подачи в НКТ при открытой НКТ по каналу связи межтрубного пространства с конфузорным соплом, расположенным под диффузором, причем межтрубное пространство заряжают с оттеснением удаляемой жидкости в призабойную зону пласта; а при дальнейшей эксплуатации по мере появления в скважине жидкости зарядивший межтрубное пространство в процессе эксплуатации скважины добываемый газ подают в НКТ при открытой НКТ по каналу связи межтрубного пространства с конфузорным соплом, расположенным под диффузором, для подъема жидкости из НКТ на поверхность, после чего продолжают эксплуатацию скважины в штатном режиме.

Аналогом предлагаемого забойного устройства для осуществления способа удаления жидкости из заглушенной газовой скважины, способа эксплуатации газовой скважины и профилактики ее «самоглушения» и способа освоения газовой скважины после глушения является устройство для удаления жидкости с забоя скважины (патент РФ №2484239, оп. 10.06.2013 [1]), 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, состоящим 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 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.

Устройство [1] является сложным, в частности, из-за применения коаксиальной компоновки с соответствующей устьевой арматурой. Надежность устройства [1] в забойной конструкции существенно снижается присутствием пакера и большим количеством клапанов (перепускной клапан, обратный клапан, клапан-отсекатель. циркуляционный клапан), так как в случае даже незначительной утечки между колонной и герметизирующим элементом пакера или отказа любого из клапанов работа устройства нарушится.

На устье для работы устройства [1] на постоянной основе необходимо иметь сепаратор и компрессор, причем компрессор для своего привода требует наличия постоянного источника электроэнергии, в то время как большинство газовых скважин не обустроены трансформатором и линией подачи энергии.

Прототипом предлагаемого забойного устройства для осуществления способа удаления жидкости из заглушенной газовой скважины, способа эксплуатации газовой скважины и профилактики ее «самоглушения» и способа освоения газовой скважины после глушения является устройство для удаления жидкости с забоя скважины с помощью подачи под башмак лифтовой колонны компримированного газа с поверхности (патент РФ №2733585, оп. 05.10.2020 [2]), включающее установленные внутри лифтовой колонны диспергаторные устройства в виде колец с конусообразной поверхностью через каждые 200-300 м от башмака, при этом высота кольца диспергатора составляет 3-9 мм, ширина - 11-41 мм, угол конусности конфузора - 70-90°, угол конусности диффузора - 30-60°, внешний диаметр кольца диспергатора равен внутреннему диаметру лифтовой колонны, а отношение внутреннего диаметра лифтовой колонны к высоте диспергатора составляет 8,8-11,6.

К недостаткам устройства-прототипа [2] относится недостаточная эффективность именно в отношении газовых скважин, находящихся на завершающем этапе разработки месторождения, когда значительная часть фонда может иметь дебиты газа от 10 до 30 тыс.м³/сут. и пластовое давление от 2,8 до 8,0 МПа, в то время как устройство [2], согласно описанию, применяется на скважинах с дебитом газа от 55 тыс.м /сут. Несмотря на показанное в описании [2] улучшение процессов удаления жидкости и газа указанными устройствами в виде колец, в целом процесс [2], по мнению заявителя, сводится к выдуванию накопленной жидкости с забоя через лифтовые трубы газом, нагнетаемым на забой компрессором.

Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в создании эффективного забойного устройства для осуществления способа удаления жидкости из заглушенной газовой скважины, способа эксплуатации газовой скважины, склонной к «самоглушению», и профилактики ее «самоглушения», в том числе на газовых месторождениях, находящихся на завершающем этапе разработки, и способа освоения газовой скважины после глушения за счет организации в скважине эффекта эжекции (при удалении жидкости, освоении скважины) и за счет подключения энергии пласта (при эксплуатации газовой скважины).

При этом предлагаемое устройство удаления жидкости из газовой скважины, в том числе для удаления жидкости глушения при освоении скважины, трансформируется в устройство для эксплуатации газовой скважины и профилактики ее «самоглушения», с применением уже имеющегося в скважине забойного оборудования.

Поставленная задача решается тем, что предлагаемое забойное устройство для осуществления способа удаления жидкости из заглушенной газовой скважины, способа эксплуатации газовой скважины и профилактики ее «самоглушения» представляет собой установленное внутри НКТ под диффузором конфузорное сопло, имеющее канал связи с межтрубным пространством, причем устройство выполнено с возможностью зарядки межтрубного пространства газом как с поверхности через устьевую арматуру с оттеснением удаляемой жидкости в призабойную зону пласта, так и поступающим из пласта газом в процессе эксплуатации скважины.

НКТ дополнительно может быть оборудована пакером с обратным клапаном, причем устройство выполнено с возможностью зарядки подпакерной области межтрубного пространства газом как с поверхности через устьевую арматуру с оттеснением удаляемой жидкости в призабойную зону пласта, так и поступающим из пласта газом в процессе эксплуатации скважины.

Заявляемые способы и устройство желательно применять совместно с очисткой каналов перфорации и ПЗП скважины по патентам РФ №2544937, №2545232 во избежание срыва притока газа из пласта и формирования конуса обводненности в ПЗП и ухудшения коллекторских свойств пористой среды ПЗП. Заявляемый способ удаления жидкости и заявляемое устройство могут применяться, например, после глушения скважины по патенту РФ №2545197.

Заявляемые способы и устройство иллюстрируются фигурами 1-5.

Фиг. 1 иллюстрирует предлагаемое устройство и зарядку компримированным газом межтрубного пространства заглушенной газоконденсатом или, например, жидкостью глушения, газовой скважины при подготовке к работе;

Фиг. 2 иллюстрирует предлагаемое устройство при наличии в НКТ пакера с обратным клапаном и зарядку компримированным газом межтрубного пространства такой газовой скважины, заглушенной газоконденсатом или, например, жидкостью глушения, при подготовке к работе;

Фиг. 3-укрупненный масштаб конфузорного сопла под диффузором при подготовке к работе устройства по Фиг. 2;

Фиг. 4 - схема работы устройства с пакером и обратным клапаном;

Фиг.5 - укрупненный масштаб схемы работы конфузорного сопла под диффузором устройства по Фиг. 4.

На фиг. 1-3:

1 - НКТ

2 - межтрубное пространство

3 - конфузорное сопло

4 - диффузор

5 - канал

6 - пакер

7 - обратный клапан.

Белым цветом и белыми стрелками обозначен газ: на фиг. 1, 2, 3 - компримированный азот, оттесняющий жидкость в ПЗП при подготовке устройства к работе (НКТ 1 закрыта - фиг. 1; НКТ 1 будет закрыта после завершения зарядки, иллюстрируемой фиг. 2, 3); на фиг. 4, 5 - компримированный азот или добываемый газ, подаваемый из подпакерной области межтрубного пространства 2 в НКТ 1 (НКТ 1 открыта - фиг. 4, 5).

Светло-серым цветом и светло-серыми стрелками обозначена жидкость.

Белым в светло-серую крапинку (фиг. 4, 5) обозначена аэрозоль - дисперсия жидкости в газе, формируемая при эжекции газа из межтрубного пространства в НКТ с накопленной жидкостью (газоконденсатом или жидкостью глушения).

Предлагаемое устройство работает следующим образом, для реализации предлагаемых способов.

1. Для удаления жидкости из заглушенной (газоконденсатом или жидкостью глушения) газовой скважины (независимый п. 1 формулы):

- нагнетание в скважину компримированного газа с поверхности для зарядки межтрубного пространства 2 через устьевую арматуру (нагнетание компримированного газа непосредственно в межтрубное пространство 2 - фиг. 1), с оттеснением удаляемой жидкости в ПЗП (НКТ 1 закрыта - фиг. 1) с последующим отключением источника компримированного газа после зарядки межтрубного пространства 2;

- подача (эжекция) компримированного газа из межтрубного пространства 2 в НКТ 1 с удаляемой жидкостью при открытой НКТ 1 по каналу 5 связи межтрубного пространства 2 с конфузорным соплом 3, расположенным под диффузором 4;

- формирование в процессе указанной эжекции аэрозоли - дисперсии удаляемой жидкости (газоконденсата или жидкости глушения) в компримированном газе;

- подъем аэрозоли - дисперсии удаляемой жидкости (газоконденсата или жидкости глушения) в компримированном газе из НКТ 1 на поверхность.

Так как удельный вес создаваемой аэрозоли не превышает 0,05 г/см³, то величина пластового давления 40 атм - 60 атм (4 МПа - 6 МПа) достаточна для подъема аэрозольного столба с глубины 3000 м на поверхность в систему сбора.

2. Для удаления жидкости из заглушенной газовой скважины, оборудованной НКТ 1 с пакером 6 и обратным клапаном 7 (зависимый п. 2 формулы) - фиг. 2, 3:

- нагнетание компримированного газа с поверхности для зарядки подпакерной области межтрубного пространства 2 через устьевую арматуру (нагнетание компримированного газа в НКТ 1 и далее через диффузор 4, конфузорное сопло 3 и канал 5 - в подпакерную область межтрубного пространства 2 - фиг. 2, 3), с оттеснением удаляемой жидкости в ПЗП; при закрытом обратном клапане 7;

- далее НКТ 1 закрывают и отключают источник компримированного газа;

- подача (эжекция) компримированного газа из подпакерной области межтрубного пространства 2 - фиг. 4, 5 - в НКТ 1 с удаляемой жидкостью при открытой НКТ 1 по каналу 5 связи подпакерной области межтрубного пространства 2 с конфузорным соплом 3, расположенным под диффузором 4;

- обратный клапан 7 открывается - фиг. 4, 5 - по мере подъема жидкости на поверхность при подаче (эжекции) в НКТ 1 компримированного газа из подпакерной области межтрубного пространства 2, с формированием под действием эжекции аэрозоли - дисперсии удаляемой жидкости (газоконденсата или жидкости глушения) в компримированном газе;

- подъем аэрозоли - дисперсии удаляемой жидкости (газоконденсата или жидкости глушения) в компримированном газе из НКТ 1 на поверхность - фиг. 4, 5.

3. Для удаления жидкости из заглушенной газовой скважины, оборудованной НКТ 1 с пакером 6 и обратным клапаном 7, с профилактикой «самоглушения» при дальнейшей эксплуатации (зависимый п. З формулы):

- после выполнения операций удаления жидкости по предыдущему пункту 2 - фиг. 2, 3, 4, 5 - дополнительно - для профилактики «самоглушения» при дальнейшей эксплуатации -

- по мере появления в скважине жидкости добываемый пластовый газ заряжает через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне подпакерную область межтрубного пространства 2 (затруб закрыт, НКТ 1 открыта);

- добываемый газ, зарядивший подпакерную область межтрубного пространства 2, под действием энергии пласта подается в НКТ 1 при открытой НКТ 1 по каналу 5 связи подпакерной области межтрубного пространства 2 с конфузорным соплом 3, расположенным под диффузором 4, при закрытом обратном клапане 7;

- формирование аэрозоли - дисперсии удаляемой жидкости (газоконденсата или жидкости глушения) в добываемом газе (фиг. 4, 5);

- подъем аэрозоли - дисперсии удаляемой жидкости (газоконденсата или жидкости глушения) в добываемом газе из НКТ 1 на поверхность (фиг. 4, 5);

- обратный клапан 7 открывается по мере подъема жидкости на поверхность при подаче (эжекции) в НКТ 1 добываемого газа из подпакерной области межтрубного пространства 2 (фиг. 4, 5);

- после удаления появившейся в скважине жидкости из НКТ 1 продолжают эксплуатацию скважины в штатном режиме.

4. Для эксплуатации газовой скважины с оборудованием НКТ и профилактики ее «самоглушения» (независимый п. 4 формулы):

- для удаления жидкости из заглушенной газовой скважины нагнетанием с поверхности через устьевую арматуру заряжают межтрубное пространство 2 компримированным газом, причем межтрубное пространство заряжают с оттеснением удаляемой жидкости в призабойную зону пласта (фиг.1);

- подача (эжекция) компримированного газ, зарядившего межтрубное пространство 2, в НКТ 1 при открытой НКТ 1 по каналу 5 связи межтрубного пространства 2 с конфузорным соплом 3, расположенным под диффузором 4;

- формирование в процессе указанной эжекции аэрозоли - дисперсии удаляемой жидкости (газоконденсата или жидкости глушения) в компримированном газе;

- подъем аэрозоли - дисперсии удаляемой жидкости (газоконденсата или жидкости глушения) в компримированном газе из НКТ 1 на поверхность;

- при дальнейшей эксплуатации по мере появления в скважине жидкости добываемый пластовый газ заряжает через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне межтрубное пространство 2 (затруб закрыт, НКТ 1 открыта);

- добываемый газ, зарядивший межтрубное пространство 2, под действием энергии пласта подается в НКТ 1 при открытой НКТ 1 по каналу 5 связи межтрубного пространства 2 с конфузорным соплом 3, расположенным под диффузором 4;

- формирование аэрозоли - дисперсии удаляемой жидкости (газоконденсата или жидкости глушения) в добываемом газе;

- подъем аэрозоли - дисперсии удаляемой жидкости (газоконденсата или жидкости глушения) в добываемом газе из НКТ 1 на поверхность;

- после удаления появившейся в скважине жидкости из НКТ 1 продолжают эксплуатацию скважины в штатном режиме.

Приводим примеры реализации заявляемых способов заявляемым устройством. Пример 1 касается юридически значимых пунктов формулы группы изобретений, т.е. реализуемых на скважине, не оборудованной пакером (п.п. 1, 4,5 ). Пример 2 касается зависимых пунктов формулы группы изобретений, т.е. реализуемых на скважине, оборудованной пакером и, соответственно, обратным клапаном (п.п. 2, 3, 6).

ПРИМЕР 1

(Здесь и далее эжектором названа совокупность конфузорного сопла с диффузором)

Процесс обустройства, освоения и работы газовой скважины после спуска эжектора

Выкидную линию НКТ 1 обвязали через сепаратор с газосборным коллектором. Для проведения процесса освоения при закрытой выкидной линии затрубное пространство скважины зарядили азотом, подняв давление до 3,8 МПа, т.е. на 1 МПа выше пластового, что необходимо для удаления жидкости и пуска скважины в работу. После стабилизации давления в затрубном пространстве на этом значении открыли центральную задвижку на НКТ 1 и отключили устьевой источник компримированного газа (азотная установка). Таким образом, была осуществлена зарядка межтрубного (затрубного) пространства 2 компримированным газом через устьевую арматуру (открытый затруб) и последующее открытие НКТ 1 для подачи компримированного газа в НКТ 1 по каналу 5 связи межтрубного пространства с конфузорным соплом 3, расположенным под диффузором 4 - независимые п. 1 и п. 4 формулы группы изобретений.

Через 47 минут в сепараторе был зафиксирован приход пачек жидкости с газом, процесс шел с периодичностью в 5-7 минут. Давление в затрубном пространстве снизилось до 3,1 МПа.

Через 3 часа 40 минут процесс выноса жидкости с газом стабилизировался и стал более равномерным. Давление в затрубном пространстве оставалось прежним, что свидетельствует о завершении процесса освоения. Таким образом, был в основном завершен процесс удаления жидкости по независимому п. 1 формулы группы изобретений.

Через 7 часов работы вынос жидкости значительно снизился и скважина работала газом с незначительным выносом жидкости в виде аэрозоли. Давление в затрубном пространстве стабилизировалось на отметке 2,7 МПа, что свидетельствует о поступлении в ствол скважины пластового газа. Таким образом добываемый в процессе эксплуатации пластовый газ зарядил межтрубное (затрубное) пространство 2 для дальнейшей эксплуатации скважины с профилактикой ее «самоглушения» - независимый п. 4 формулы группы изобретений.

С начала операции в накопительной емкости сепаратора скопилось 9,5 м³ жидкости. Жидкость утилизировали.

Наблюдение за работой скважины продолжили в течение 30 суток. Через 16 суток работы (время самоглушения) в накопительной емкости сепаратора собралось 8.2 м³ жидкости, а работа скважины оставалась стабильной. Давление в затрубном пространстве продолжало держаться в интервале 2,5-2,9 МПа, что свидетельствует о нормальной устойчивой работе эжектора на пластовой энергии добываемого газа. Таким образом, при дальнейшей эксплуатации по мере появления в скважине жидкости зарядивший межтрубное пространство 2 добываемый в процессе эксплуатации скважины газ подается в НКТ 1 при открытой НКТ 1 по каналу 5 связи межтрубного пространства 2 с конфузорным соплом 3, расположенным под диффузором 4, для подъема жидкости из НКТ 1 на поверхность, после чего продолжалась эксплуатация скважины в штатном режиме - независимый п. 4 формулы заявленной группы изобретений.

Дальнейшее наблюдение за скважиной в течение 90 суток подтвердило стабильность рабочих параметров, никаких радикальных отклонений в работе не наблюдалось.

За истекший период в 120 суток по данным замеров было добыто 2580 тыс. м³ газа с пластовой жидкостью в объеме 48 м³.

ПРИМЕР 2

Процесс обустройства, пуска и работы скважины после спуска лифта с обратным клапаном, эжектором и пакером

Выкидную линию НКТ 1 обвязали через тройник с источником компримированного газа (азотная установка) с одной стороны и с сепаратором с газосборным коллектором с другой с возможностью отключения каждой линии.

Для проведения процесса удаления жидкости и пуска скважины в работу в НКТ 1 от источника компримированного газа (азотная установка) закачали азот, подняв давление до 4,5 МПа. Азот через НКТ 1 и конфузорное сопло 3 эжектора при закрытии клапана 7 зарядил подпакерную затрубную область, оттеснив жидкость в ПЗП. Таким образом, осуществлена зарядка межтрубного пространства (подпакерной затрубной области 2) компримированным газом нагнетанием компримированного газа в НКТ 1 при закрытом обратном клапане 7 - зависимый п. 2 формулы.

После стабилизации давления в системе НКТ - подпакерное затрубное пространство через эжектор отключили источник компримированного газа. После контрольной часовой выдержки запустили скважину в работу через сепаратор.

Через 42 минуты в сепараторе был зафиксирован приход жидкости в виде аэрозоли. Через 72 минуты давление снизилось до 4,0 МПа. Объем накопленной в сепараторе жидкости составил 3,5 м³. Таким образом, при подаче (поступлении) в НКТ 1 компримированного газа из межтрубного пространства (подпакерного затрубного пространства 2) происходит подъем жидкости на поверхность, с открытием клапана 7 - зависимый п. 2 формулы.

Дальнейший процесс отработки скважины на сепаратор сопровождался плавным снижением давления и накоплением в сепараторе жидкости.

Стабилизация давления на отметке 3,3 МПа была отмечена через 4,5 часа с начала пуска скважины. Объем накопленной жидкости в сепараторе составил 7,4 м³. Судя по стабильности работы скважины, подпакерное затрубное пространство интенсивно заряжается пластовым газом, который поддерживает устойчивую работу эжектора. Накопленную жидкость утилизировали.

Наблюдение за работой с фиксацией рабочих параметров продолжали 120 суток.

Через 12 суток (время самоглушения) работа скважины оставалась стабильной, а в накопитель емкости сепаратора собралось 3,9 м³ жидкости. Рабочее давление на выкиде держалось в интервале 2,8-3,2 МПа.

За истекший период в 120 суток по данным инструментальных замеров было добыто 1984 тыс.м³ газа. Сбоев в работе скважины не зафиксировано. Таким образом, дополнительно для профилактики «самоглушения» скважины при дальнейшей эксплуатации по мере появления в скважине жидкости зарядивший межтрубное пространство добываемый (в процессе эксплуатации скважины) газ подается в НКТ 1 при открытой НКТ 1 по каналу 5 связи межтрубного пространства (подпакерного затрубного пространства 2) с конфузорным соплом 3, расположенным под диффузором 4, при закрытом обратном клапане 7, открываемом по мере подъема жидкости на поверхность при подаче в НКТ 1 добываемого (в процессе эксплуатации скважины) газа из межтрубного пространства (подпакерного затрубного пространства 2), после чего продолжают эксплуатацию скважины в штатном режиме - зависимый п. 3 формулы.

1. Способ удаления жидкости из заглушенной газовой скважины с оборудованием насосно-компрессорной колонны труб (НКТ), включающий нагнетание в скважину компримированного газа с поверхности, отличающийся тем, что компримированным газом заряжают межтрубное пространство через устьевую арматуру или подпакерную область межтрубного пространства через НКТ в случае снабжения НКТ пакером и обратным клапаном, который устанавливают ниже диффузора и конфузорного сопла внутри НКТ, для последующей его подачи в НКТ при открытой НКТ по каналу связи межтрубного пространства с конфузорным соплом, расположенным под диффузором, причем межтрубное пространство заряжают с оттеснением удаляемой жидкости в призабойную зону пласта.

2. Способ удаления жидкости из заглушенной газовой скважины по п.1, отличающийся тем, что при удалении жидкости из скважины, оборудованной НКТ с пакером и обратным клапаном, зарядку подпакерной области межтрубного пространства компримированным газом осуществляют при закрытом обратном клапане, открываемом по мере подъема жидкости на поверхность при подаче в НКТ компримированного газа из подпакерной области межтрубного пространства.

3. Способ удаления жидкости из заглушенной газовой скважины по п.2, отличающийся тем, что дополнительно для профилактики «самоглушения» скважины при дальнейшей эксплуатации по мере появления в скважине жидкости зарядивший подпакерную область межтрубного пространства добываемый газ подают в НКТ при открытой НКТ по каналу связи подпакерной области межтрубного пространства с конфузорным соплом, расположенным под диффузором, при закрытом обратном клапане, открываемом по мере подъема жидкости на поверхность при подаче в НКТ добываемого газа из подпакерной области межтрубного пространства, после чего продолжают эксплуатацию скважины в штатном режиме.

4. Способ эксплуатации газовой скважины с оборудованием НКТ и профилактики ее «самоглушения», отличающийся тем, что для удаления жидкости из заглушенной газовой скважины нагнетанием с поверхности компримированного газа заряжают межтрубное пространство через устьевую арматуру или подпакерную область межтрубного пространства через НКТ в случае снабжения НКТ пакером и обратным клапаном, который устанавливают ниже диффузора и конфузорного сопла внутри НКТ, для последующей его подачи в НКТ при открытой НКТ по каналу связи межтрубного пространства с конфузорным соплом, расположенным под диффузором, причем межтрубное пространство заряжают с оттеснением удаляемой жидкости в призабойную зону пласта; а при дальнейшей эксплуатации по мере появления в скважине жидкости, зарядивший межтрубное пространство в процессе эксплуатации скважины добываемый газ подают в НКТ при открытой НКТ по каналу связи межтрубного пространства с конфузорным соплом, расположенным под диффузором, для подъема жидкости из НКТ на поверхность, после чего продолжают эксплуатацию скважины в штатном режиме.

5. Забойное устройство для осуществления способа удаления жидкости из заглушенной газовой скважины по п.1, и способа эксплуатации газовой скважины по п.4, включающее установленное внутри НКТ под диффузором конфузорное сопло, имеющее канал связи с межтрубным пространством или подпакерной областью межтрубного пространства при наличии пакера на НКТ и обратного клапана под диффузором и конфузорным соплом, причем устройство выполнено с возможностью зарядки межтрубного пространства или подпакерной области межтрубного пространства компримированным газом с поверхности через устьевую арматуру или через НКТ с оттеснением удаляемой жидкости в призабойную зону пласта, а также добываемым из пласта газом в процессе эксплуатации скважины.