Способ эксплуатации газовых скважин на завершающем этапе разработки газовых месторождений

Изобретение относится к области газодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке и эксплуатации газовых месторождений на завершающем этапе разработки. Обеспечивает увеличение или поддержание дебита скважин, а также длительную устойчивую работу скважин без вмешательства обслуживающего персонала. Сущность изобретения: способ включает установку в стволе газовых скважин устройства для интенсификации отбора газа посредством снижения давления в зоне отбора газа и дополнительного притока газа из пласта в газовые скважины с направлением продукции в систему сбора газа на устье. Согласно изобретению дебит газовых скважин повышают до величины, обеспечивающей скорость потока газа в лифтовой колонне, необходимую для непрерывного выноса жидкости-конденсата с забоя газовых скважин, не допускающего перекрытия жидкостью-конденсатом отверстий перфорации в стволе газовых скважин. 1 ил.

 

Изобретение относится к области газодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке и эксплуатации газовых месторождений на завершающем этапе разработки.

В настоящее время большая часть газовых месторождений разрабатывается в условиях водонапорного режима. Существуют различные методы удаления жидкости с забоев газовых скважин для поддержания дебита скважины.

Известны способы эксплуатации газовых скважин с удалением жидкости из скважин с остановкой скважины: путем продувки скважины в атмосферу, остановкой скважины для поглощения жидкости пластом и т.д. (Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1978. - Стр. 368). Недостатками данных способов является необходимость выезда к скважине обслуживающего персонала, временного отключения скважины от сети сбора газа и вызванная этим потеря добычи газа, выпуск газа в атмосферу приводит к значительным безвозвратным потерям газа и нанесению вреда окружающей среде.

В настоящее время многие газовые залежи севера Тюменской области вступили в завершающий период их эксплуатации. Этот период характеризуется небольшими дебитами скважин по газу относительно дебитов скважин на начальной стадии разработки месторождения. Постепенно снижается пластовое давление газа, падает скорость прохождения газа по стволу скважины. Наступает момент, когда скорость газа становится не достаточной для выноса жидкости на устье скважины. При продвижении газа вверх по стволу скважины падает его давление и находящаяся в парообразном состоянии влага конденсируется. Затем она по стенкам насосно-комрессорных труб стекает на забой, где, накапливаясь, перекрывает отверстия перфорации. При этом снижается дебит скважины по газу вплоть до полной ее остановки. Поэтому возникает необходимость в разработке способа непрерывного удаления жидкости с забоя газовой скважины и повышения дебита скважины по газу.

Известен способ эксплуатации газовых скважин с откачкой жидкости глубинным насосом (Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1978. - Стр. 368).

Недостатком данного способа является необходимость погружения глубинного насоса непосредственно в жидкость на забое скважины, что приводит к необходимости накопления жидкости на забое.

Известен способ эксплуатации газовых скважин на завершающем этапе разработки газовых месторождений, в соответствии с которым в ствол скважины устанавливают устройство для повышения давления газа - сжатия газа и эксплуатируют (US 4275790, 30.06.1981). При этом устройство предусматривает повышение давления за счет энергии пласта.

Недостатком данного способа является эксплуатация обсадной трубы и насосно-комрессорной колонны в периодическом цикле работы.

Задачей предлагаемого решения является увеличение (поддержание) дебита скважин на завершающем этапе разработки газовых месторождений, а также длительная устойчивая работа скважин без вмешательства обслуживающего персонала.

Технический результат изобретения выражается в обеспечении скорости потока газа, необходимой для выноса жидкости с забоя скважины, снижении давления в зоне отбора газа и дополнительном притоке газа из пласта в скважину.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе эксплуатации газовых скважин на завершающем этапе разработки газовых месторождений, включающем установку в стволе газовых скважин устройства для интенсификации отбора газа посредством снижения давления в зоне отбора газа и дополнительного притока газа из пласта в газовые скважины с направлением продукции в систему сбора газа на устье, дебит газовых скважин повышают до величины, обеспечивающей скорость потока газа в лифтовой колонне, необходимую для непрерывного выноса жидкости-конденсата с забоя газовых скважин и не допускающую перекрытия жидкостью-конденсатом отверстий перфорации в стволе газовых скважин.

Дебит скважины по газу зависит от величины избыточного давления в системе сбора продукции и продуктивных характеристик газовой скважины. При включении устройства для интенсификации отбора газа начинается более интенсивный отбор газа, вследствие чего понижается давление в зоне отбора газа и происходит дополнительный приток газа из продуктивного пласта в скважину.

Способ поясняется схемой, на которой изображена установка в стволе газовой скважины устройства для интенсификации отбора газа.

Способ реализуется следующим образом. В полости насосно-компрессорной трубы 1 устанавливают устройство для интенсификации отбора газа 2, состоящее из компрессора и электродвигателя. При запуске скважины в эксплуатацию электродвигатель приводит в действие компрессор, который сжимает газ, тем самым обеспечивая подачу продукции в систему сбора газа на устье. При этом дебит скважины по газу повышается за счет более интенсивного отбора газа при помощи устройства для интенсификации отбора газа 2. Вследствие этого происходит снижение давления в зоне отбора газа 4 и обеспечивается дополнительный приток газа из продуктивного пласта 5 через отверстия для перфорации 3. Кроме того, увеличивается скорость движения природного газа по насосно-компрессорным трубам до значений, позволяющих выносить жидкость на поверхность, и не допускать перекрытия ею отверстий для перфорации 3.

Обычно газовые скважины имеют различные продуктивные характеристики и эксплуатируются с помощью создания перепада давлений в пласте и на забое скважины. Дебит скважины по газу регулируют с помощью избыточного давления в системе сбора газа на земной поверхности. При эксплуатации месторождений природного газа дебиты по скважинам отличаются вследствие различных продуктивных характеристик скважин и особенностями системы сбора газа. Поэтому некоторые газовые скважины не могут эксплуатироваться с дебитами по газу, обеспечивающими удаление жидкости с забоя скважины в систему сбора продукции, что значительно уменьшает объемы добываемого газа. В предлагаемом способе эксплуатации газовых скважин на завершающем этапе разработки газовых месторождений используют устройство для интенсификации отбора газа, которое эксплуатируется в стволе газовой скважины, что позволяет значительно повысить дебиты скважин по газу.

Пример конкретной реализации. С использованием программного комплекса Pipe Sim для скважины №405 нефтегазоконденсатного месторождения Медвежье проведен расчет с целью определения дебита газа, с которым скважина работает в систему сбора газа. Дебит газа составил 121,92 тыс.м³/сут, при этом давления: на забое скважины 21,31 кгс/см²; в пласте 23,94 кгс/см²; на входе в дожимную компрессорную станцию 17,6 кгс/см². Скорость потока газа в лифтовой колонне при забойных условиях составила 3,7 м/сек. При этом известно, что величина минимально необходимой скорости газа для выноса жидкости с забоя газовой скважины составляет 4 м/сек, поэтому жидкость с забоя скважины выноситься не будет.

Далее проведен расчет дебита газа при постоянных давлениях в пласте 23,94 кгс/см² и на входе в дожимную компрессорную станцию 17,6 кгс/см² в условиях работы устройства для интенсификации отбора газа со степенью сжатия 1,15, расположенного на забое скважины. В этом случае дебит газа составил 182 тыс.м³/сут при давлении на забое скважины 19,88 кгс/см². Скорость потока газа в лифтовой колонне при забойных условиях составила 6,7 м/сек. Скорость потока газа выше минимально необходимой скорости потока и жидкость будет выноситься с забоя скважины на поверхность.

При работающем на забое скважины устройстве для интенсификации отбора газа дебит газа больше, чем дебит газа без работающего устройства на забое скважины для интенсификации отбора газа на 60,08 тыс.м³/сут. Скорость потока газа в лифтовой колонне в этом случае больше минимально необходимой для выноса жидкости по лифтовой колонне с забоя скважины.

Таким образом, применение предлагаемого способа эксплуатации газовых скважин на завершающем этапе разработки газовых месторождений позволяет увеличить дебит газа газовых скважин, обеспечить скорость потока газа больше минимально необходимой для выноса жидкости с забоя скважины, предотвратить безвозвратные потери газа и снизить ущерб, наносимый окружающей среде.

Способ эксплуатации газовых скважин на завершающем этапе разработки газовых месторождений, включающий установку в стволе газовых скважин устройства для интенсификации отбора газа посредством снижения давления в зоне отбора газа и дополнительного притока газа из пласта в газовые скважины с направлением продукции в систему сбора газа на устье, отличающийся тем, что дебит газовых скважин повышают до величины, обеспечивающей скорость потока газа в лифтовой колонне, необходимую для непрерывного выноса жидкости-конденсата с забоя газовых скважин, не допускающую перекрытия жидкостью-конденсатом отверстий перфорации в стволе газовых скважин.