Способ эксплуатации самозадавливающейся газовой скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки, в режиме самозадавливания. Способ эксплуатации самозадавливающейся газовой скважины, характеризующийся тем, что включает введение пенообразующего состава на забой скважины в виде твердых шашек с поверхностно-активным веществом - ТПАВ, количество которых обусловлено достаточностью для вспенивания скопившейся на забое жидкости и выноса ее на поверхность, при этом состав основы указанных ТПАВ одинаков, часть указанных ТПАВ предварительно покрывают оболочкой из желатина, а оболочки для ТПАВ имеют различное время растворения. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - увеличение периода между обработками скважины ПАВ, увеличение ее продуктивности благодаря отсутствию негативного влияния столба жидкости на протяжении всего времени между обработками. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки, в режиме самозадавливания, а также скважин, выносящих техногенную жидкость после капитального ремонта.

В настоящее время многие месторождения вступают в завершающую стадию разработки, характеризующуюся снижением пластовой энергии, что в свою очередь ведет к созданию условий для скопления жидкости на забое скважин. Под воздействием все увеличивающегося объема этой жидкости скважины останавливаются, так как энергии пласта и соответственно скорости восходящего потока газа не достаточно для выноса жидкости на поверхность. При достижении определенной высоты столба этой жидкости на забое, газ из пласта не может преодолеть жидкостной барьер и скважина самозадавливается [Кустышев А.В. Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири.- М.: ООО «Газпром экспо», 2010.- 212 с.].

В условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД), для обеспечения бесперебойного режима работы скважины необходимо исключить накопление жидкости на забое. При этом скорость газожидкостного потока в лифтовой колонне должна быть не менее 5 м/с. [Теория и практика капитального ремонта газовых скважин в условиях пониженных пластовых давлений / М.Г. Гейхман и др.- М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2009.-208 с.].

Так как зачастую в условиях АНПД, при существующем большом диаметре лифтовых труб (до 168 мм) это условие не может быть выполнено, возникает необходимость проведения ГТМ (геолого-технических мероприятий).

К основным типам ГТМ можно отнести:

- проведение капитального ремонта скважин (КРС), включающего замену НКТ (насосно-компрессорные трубы) на меньший диаметр;

- периодическая продувка ствола скважин с выпуском газожидкостной смеси в атмосферу;

- технология плунжерного лифта;

- технология концентрического лифта;

- циклическая закачка сухого газа в затрубное пространство;

- технология раздельного компремирования установкой на кустах МКУ (модульной компрессорной установки);

- обработка скважин ПАВ (поверхностно-активное вещество).

В настоящее время широкое применение из них нашли только периодические продувки, обработки составами ПАВ и проведение КРС. С точки зрения используемого оборудования, техники и материалов продувка ствола скважин является наиболее простым мероприятием. Однако она имеет существенные недостатки: резкое повышение депрессии на пласт, что приводит к разрушению призабойной зоны пласта, безвозвратные потери газа и пластовой энергии, отсутствие продолжительного эффекта, негативное воздействие на окружающую среду.

Проведение КРС, применение технологий плунжерного лифта, концентрического лифта, циклической закачки сухого газа в затрубное пространство, установка МКУ требуют значительных капитальных вложений.

Наиболее доступным способом удаления скапливающейся на забое жидкости является ввод в скважину ПАВ, переводящих жидкость или газожидкостную смесь в пену, которая выносится с забоя скважины даже при низкой производительности.

Известен способ удаления жидкости из скважины [RU №2317412 С1, МПК Е21В 43/22 (2006.01), опубл. 20.02.2008], включающий введение самогенерирующего пенообразующего состава на забой скважины в виде твердых шашек двух типов различных по составу: основу шашки одного типа составляет нитрит щелочного металла, основу шашки другого типа - сульфаминовая кислота, при этом шашки обоих типов содержат неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ. Эффективность удаления жидкости из скважины предлагаемым способом обусловлена тем, что при взаимодействии шашек двух типов выделяется азот, а в присутствии поверхностно-активных веществ образуется пена с высокой кратностью. Высокократная пена имеет плотность в 5-10 раз меньше плотности любой скважинной жидкости (пластовой воды, газового конденсата или нефти) и, следовательно, ее использование позволяет существенно снизить давление на пласт, что в свою очередь приводит к выбросу облегченной скважинной жидкости пластовым давлением газа или нефти и тем самым эффективно удаляет жидкость из скважины.

К недостаткам способа можно отнести отсутствие продолжительного эффекта и необходимость постоянно проводить обработки, что сложно осуществить в условиях крупного месторождения с большим добывающим фондом скважин.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка способа эксплуатации самозадавливающейся газовой скважины, который обеспечивает ее стабильную эксплуатацию с максимальной продуктивностью, не оказывая при этом негативного влияния на оборудование газосборной сети (ГСС) и оборудование систем подготовки газа, а также не требует существенных материально-технических затрат и проведения КРС с глушением.

Технический результат заключается в увеличении периода между обработками скважины ПАВ, а также увеличении ее продуктивности благодаря отсутствию негативного влияния столба жидкости на протяжении всего времени между обработками.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что способ эксплуатации самозадавливающейся газовой скважины включает введение пенообразующего состава на забой скважины в виде твердых шашек с поверхностно-активным веществом (ТПАВ), количество которых обусловлено достаточностью для вспенивания скопившейся на забое жидкости и выноса ее на поверхность, особенностью является то, что дополнительно на забой скважины вводят ТПАВ, покрытые оболочкой. При этом оболочки ТПАВ имеют различное время растворения для обеспечения постоянного наличия в скважине необходимой концентрации ПАВ и своевременного удаления жидкости в течение продолжительного времени. В качестве оболочки могут выступать, например, оболочки на желатиновой основе или на основе поливинилового спирта (ПВС), имеющие разное время растворения в скважинной жидкости. Кроме того, оболочки ТПАВ могут иметь различную толщину.

Преимуществом данного способа является то, что можно использовать ТПАВ, которое специально разработано для конкретных скважинных условий определенного месторождения и гарантированно обеспечивает качественное вспенивание и вынос жидкости с забоя на поверхность. Комбинирование медленнорастворимых и быстрорастворимых ТПАВ, имеющих собственные составы, не гарантирует качественный результат, поэтому целесообразнее использовать специально разработанные составы и заключать их в оболочку. Таким образом, заявляемая совокупность действий и их последовательность позволит обеспечить бесперебойную работу обводняющейся скважины в течение продолжительного времени, а также исключит негативное влияние столба жидкости на ее продуктивность.

В [Патенте RU 2546651] рассмотрены некоторые водорастворимые оболочки с различными физико-химическими характеристиками, из результатов исследований видно, что составы оболочек имеют разное время растворения в воде. В таблице 1 представлены некоторые образцы оболочек на основе ПВС.

Таким образом, необходимое время растворения можно достичь как путем применения различных составов, так и увеличением толщины оболочки, покрывающей стержень.

Известно [Патент RU 2581427], что в качестве оболочек могут быть использованы материалы из пленкообразующих полимеров, таких как предполимеры на аминовой основе, например мочевина-, меламин-, бензогуанамин- и гликурил-формальдегидные смолы, и предполимеры типа диметилолдигидроксиэтиленмочевины. Такие предполимеры могут быть использованы в качестве смесей с поливиниловым спиртом, поливиниламинами, акрилатами, аминами, полисахаридами, полимочевинами/уретанами, полиаминокислотами и белками. К подходящим полимерам относятся полиэстеры, в том числе биоразлагаемые, полиамиды, полиакрилаты, полиуретаны, полиэфиры, полимочевины, поликарбонаты, природные полимеры, такие как полиангидриды, полифосфазины, полиоксазолины и обработанные ультрафиолетовым светом полиолефины.

Материалом оболочки может быть поли (этилен-малеиновый ангидрид) и полиамин; воски, например карбовоск, поливинилпирролидон и его сополимеры, такие как поливинилпирролидон-этилакриат, поливинилпирролидон-винилакрилат, поливинилпирролидон-метилакрилат, поливинилпирролидон-винилацетат, поливинилацеталь, поливинилбутираль, полисилоксан, полипропиленмалеиновый ангидрид, производные малеинового ангидрида и сополимеры упомянутых выше веществ, например поливинилметиловый эфир/малеиновый ангидрид. Кроме этого, материалом может быть поливиниловый спирт, поливинилиденхлорид, стирол-бутадиеновый латекс, желатин, аравийская камедь, карбоксиметилцеллюлоза, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза, гидроксиэтилцеллюлоза, другие виды модифицированных целлюлоз, например гидроксипропилметилцеллюлоза, альгинаты, например альгинат натрия, хитозан, казеин, пектин, модофицированный крахмал, поливинилметиловый эфир/малеиновый ангидрид, поли (винилпирролидои/диметиоаминоэтилметакрилат), поли (винилпирролидон/метакриламидопропилтриметиламмония хлорид), меламин-формальдегид и мочевина. Также это может быть гидрофобный материал, такой как поливинилиденхлорид, липиды, воски и их комбинации.

Стержень ТПАВ может быть покрыт любым подходящим способом, например путем осаждения пленкообразующего вещества из раствора, с применением любого подходящего материала, который не вступает в неблагоприятное взаимодействие и не вступает в химическую реакцию со стержнем ТПАВ, негативно сказываясь на его полезных свойствах.

Разрушение оболочки, в которой находится ТПАВ, может осуществляться в течение нескольких часов, дней или месяцев, в зависимости от типа материала, из которого она изготовлена, и скважинных условий. Таким образом, стержень ТПАВ может высвободиться в любой требуемый промежуток времени и обеспечить вынос скопившейся на забое жидкости. По результатам расчета и выбора необходимого количества ТПАВ можно будет создать условия работы скважины без скопления жидкости на забое и перекрытия ей интервала перфорации (ИП) и, следовательно, увеличить ее продуктивность.

На фиг. 1 изображена схема устьевого оборудования самозадавливающейся скважины, с установленным лубрикатором для ввода ТПАВ, где цифрами обозначено: буферная 1 и шлейфовая 2 задвижки фонтанной арматуры, стандартный лубрикатор 3 для спуска глубинных манометров, заглушка 4 лубрикатора.

На фиг. 2 изображен стержень 5 ТПАВ в оболочке 6.

Способ осуществляют следующим образом. В качестве примера возьмем самозадавливающуюся сеноманскую газовую скважину, оснащенную по пакерной схеме, имеющую эксплуатационную колонну 219 мм и лифтовую колонну 168 мм. Уровень столба жидкости которой на 30 м выше текущего забоя. В таком случае сумма объемов жидкости в эксплуатационной и лифтовой колоннах будет равна примерно 1 м3. Для выноса скопившейся жидкости потребуется около 10 стержней ТПАВ, специально разработанных для данного месторождения. Эффект от мероприятия продлится примерно неделю, после чего столб жидкости снова достигнет изначального уровня и потребуется повторное проведение обработки. Для того чтобы сократить число геолого-технических мероприятий (ГТМ) и увеличить срок действия пенообразователя, предлагается введение дополнительного количества стержней с нанесенной полимерной оболочкой, например, на основе ПВС или желатина, имеющей различное время растворения в воде или различную толщину. Применение данного способа позволит увеличить промежуток между обработками скважины с одной недели, до, например, месяца. В течение всего промежутка действия ТПАВ будет исключено накопление столба жидкости и обеспечена работа скважины с максимальной продуктивностью, что подтверждает анализ результатов замеров термобарических параметров (ТБП), который показывает, что при отсутствии столба жидкости рост устьевого давления составляет порядка 0,2 МПа.

Ввод ТПАВ в скважину проводят следующим образом.

Закрывают буферную 1 и шлейфовую 2 задвижки ФА (фонтанной арматуры), после чего на буферную задвижку 1 устанавливают стандартный лубрикатор 3 для спуска глубинных манометров. Опрессовку лубрикатора 3 осуществляют под давлением газа из скважины открытием буферной задвижки 1. После чего ее закрывают и стравливают давление из лубрикатора 3 при помощи вентиля (не показано). Отворачивают заглушку 4 лубрикатора 3 и вводят расчетное количество стержней 5 ТПАВ, на часть из которых нанесено специальное покрытие 6. Заглушку 4 наворачивают на лубрикатор 3 и открывают буферную задвижку 1. Буферную задвижку 1 закрывают, отворачивают заглушку 4 и контролируют падение всех стержней 5 ТПАВ на забой скважины.

Таким образом, заявляемое техническое решение обеспечивает бесперебойную работу самозадавливающейся газовой скважины в течение продолжительного времени, а также исключает негативное влияние столба жидкости на ее продуктивность, обеспечивает ее надежную и безопасную эксплуатацию, увеличивая интервал между обработками ПАВ.

1. Способ эксплуатации самозадавливающейся газовой скважины, характеризующийся тем, что включает введение пенообразующего состава на забой скважины в виде твердых шашек с поверхностно-активным веществом - ТПАВ, количество которых обусловлено достаточностью для вспенивания скопившейся на забое жидкости и выноса ее на поверхность, при этом состав основы указанных ТПАВ одинаков, часть указанных ТПАВ предварительно покрывают оболочкой из желатина, причем оболочки для ТПАВ имеют различное время растворения.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что толщина указанных оболочек ТПАВ различна.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для разработки участка нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации нефтегазового месторождения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Способ обработки нефтяного пласта включает многоцикловую обработку пласта газообразующим агентом путем закачивания в пласт в каждый из циклов водного раствора газообразующего агента с последующим продавливанием его и образующегося газа в глубину пласта потоком воды и последующее вибросейсмическое воздействие.

Группа изобретений относится к скважинным жидкостям. Технический результат – повышение вязкости скважинной жидкости.

Настоящее изобретение относится к высококонцентрированным безводным аминным солям углеводородполиалкоксисульфатов, причем эти соли выбраны из группы замещенных аминов, предпочтительно - алканоламинов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, и направлено на увеличение нефтеотдачи месторождений с карбонатными и терригенными коллекторами с повышенным содержанием карбонатов.
Изобретение относится к способу извлечения битума из битуминозных песков. Способ извлечения битума включает стадию обработки битуминозных песков с помощью простого эфирамина гликоля, где обработка предназначена для битуминозных песков, извлеченных с помощью добычи на поверхности или добычи in situ, причем простой эфирамин гликоля имеет следующую структурную формулу: R-(OC2H4)x-NH2 или R-(OCH2CH(CH3))y-NH2, где R представляет собой С1-C6 алкильную или фенильную группу и x и y независимо равны 1-3.

Изобретение относится к композиции на основе поверхностно-активных веществ - ПАВ, ее получению и ее использованию при добыче нефти третичными методами. Композиция на основе ПАВ включает катионное ПАВ и анионо-неионогенное ПАВ и обладает значительно повышенной активностью на поверхности раздела фаз и стабильностью по сравнению с известными композициями.

Группа изобретений относится к обработке скважин. Технический результат - подавление набухания и/или миграции компонентов пласта, стабильность, управляемые свойства и безопасность жидкости для обработки скважин.

Изобретение относится к способу добычи и отделения нефти. Способ добычи нефти, в котором пропускают минерализованную исходную воду, имеющую общее содержание растворенных твердых веществ («TDS») больше, чем 5000 ч/млн, через ионный фильтр для образования обработанной воды, имеющей пониженную степень минерализации по сравнению с исходной водой, при этом часть исходной воды не проходит через ионный фильтр с образованием ретентата, имеющего повышенную степень минерализации по сравнению с исходной водой, используют по меньшей мере часть обработанной воды, имеющей пониженную степень минерализации, в качестве водной текучей среды, имеющей ионную силу не более 0,15 моль/л и общее содержание растворенных твердых веществ от 200 до 10000 ч/млн, вводимой внутрь нефтеносного пласта, добывают нефть и воду из пласта после введения водной текучей среды внутрь пласта, смешивают деэмульгатор и соляной раствор, имеющий общее содержание растворенных твердых веществ больше, чем 10000 ч/млн, с по меньшей мере частью нефти и воды, добытых из пласта, и отделяют нефть от смеси нефти, воды, деэмульгатора и солевого раствора, причем по меньшей мере часть ретентата используют в качестве по меньшей мере части указанного соляного раствора.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при заканчивании скважин для повышения продуктивности пласта, сложенного карбонатными коллекторами с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для разработки участка нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации нефтегазового месторождения.

Настоящее изобретение относится к высококонцентрированным безводным аминным солям углеводородполиалкоксисульфатов, причем эти соли выбраны из группы замещенных аминов, предпочтительно - алканоламинов.

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в нефтяных скважинах на трудноизвлекаемых и истощенных месторождениях.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, и направлено на увеличение нефтеотдачи месторождений с карбонатными и терригенными коллекторами с повышенным содержанием карбонатов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений заводнением продуктивных пластов. Технический результат - повышение эффективности заводнения за счет регулирования проницаемости высокопроницаемых каналов, изменения направлений фильтрационных потоков путем закачки в нагнетательные скважины оторочек реагентов оптимального объема, выравнивания фронта вытеснения и подключения остаточной нефти.
Изобретение относится к способу извлечения битума из битуминозных песков. Способ извлечения битума включает стадию обработки битуминозных песков с помощью простого эфирамина гликоля, где обработка предназначена для битуминозных песков, извлеченных с помощью добычи на поверхности или добычи in situ, причем простой эфирамин гликоля имеет следующую структурную формулу: R-(OC2H4)x-NH2 или R-(OCH2CH(CH3))y-NH2, где R представляет собой С1-C6 алкильную или фенильную группу и x и y независимо равны 1-3.

Изобретение относится к способу добычи и отделения нефти. Способ добычи нефти, в котором пропускают минерализованную исходную воду, имеющую общее содержание растворенных твердых веществ («TDS») больше, чем 5000 ч/млн, через ионный фильтр для образования обработанной воды, имеющей пониженную степень минерализации по сравнению с исходной водой, при этом часть исходной воды не проходит через ионный фильтр с образованием ретентата, имеющего повышенную степень минерализации по сравнению с исходной водой, используют по меньшей мере часть обработанной воды, имеющей пониженную степень минерализации, в качестве водной текучей среды, имеющей ионную силу не более 0,15 моль/л и общее содержание растворенных твердых веществ от 200 до 10000 ч/млн, вводимой внутрь нефтеносного пласта, добывают нефть и воду из пласта после введения водной текучей среды внутрь пласта, смешивают деэмульгатор и соляной раствор, имеющий общее содержание растворенных твердых веществ больше, чем 10000 ч/млн, с по меньшей мере частью нефти и воды, добытых из пласта, и отделяют нефть от смеси нефти, воды, деэмульгатора и солевого раствора, причем по меньшей мере часть ретентата используют в качестве по меньшей мере части указанного соляного раствора.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для решения задач по восстановлению коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивных пластов добывающих нефтегазовых скважин и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых и нерентабельных запасов углеводородов, а также может быть использовано для повышения приемистости нагнетательных скважин и для декольматажа фильтров и прифильтровых зон гидрогеологических скважин.

Изобретение относится к интенсификации притока в скважину для увеличения нефтегазодобычи. В способе борьбы с фильтрационными потерями в формации, содержащем закачивание водной жидкости, содержащей эмульсию, стабилизированную поверхностно-активным веществом и имеющую внутреннюю битумную фазу, в формации происходит обращение битумной эмульсии путем прибавления агента-инициатора обращения эмульсии.

Изобретение относится к добыче нефти третичными методами. Способ добычи нефти, в котором водный нагнетаемый агент, содержащий, по меньшей мере, растворимый в воде (со)полимер полиакриламида - ПАА, растворенный в жидкости на водной основе, закачивают через по меньшей мере одну нагнетательную скважину в нефтеносное отложение, а сырую нефть извлекают из отложения через по меньшей мере одну эксплуатационную скважину, причем способ, по меньшей мере, предусматривает следующие стадии: обеспечения жидкой дисперсионной полимерной композиции, по меньшей мере, содержащей, мас.%: 20-59,9 органической гидрофобной жидкости с температурой кипения более 100°С, 40-79,9 частиц по меньшей мере одного растворимого в воде (со)полимера ПАА со средним размером частиц от 0,4 мкм до 5 мкм, диспергированных в органической жидкости, где растворимый в воде (со)полимер ПАА содержит 30-100% по массе акриламидных звеньев относительно общего количества всех мономерных звеньев в (со)полимере и характеризуется среднемассовой молекулярной массой Mw от 5000000 г/моль до 30000000 г/моль, и 0,1-10 по меньшей мере двух поверхностно-активных веществ - ПАВ (С), где ПАВ (С) содержат 0,05-5% по массе по меньшей мере одного ПАВ (С1), способного стабилизировать эмульсии «вода в масле», и 0,05-5% по массе по меньшей мере одного ПАВ (С2), способного стабилизировать дисперсию, содержание воды в жидкой дисперсионной полимерной композиции составляет менее 10% по массе и количества каждого компонента жидкой дисперсионной полимерной композиции представлены на основе общего количества всех ее компонентов, добавления по меньшей мере одного активирующего ПАВ (D) в жидкую дисперсионную полимерную композицию, причем ПАВ (D) отлично от ПАВ (С) и имеет показатель ГЛБ более 9, смешивания жидкой дисперсионной полимерной композиции, содержащей по меньшей мере одно активирующее ПАВ (D), с жидкостью на водной основе, таким образом получая водный нагнетаемый агент, содержащий по меньшей мере один (со)полимер ПАА, растворенный в нем, где концентрация (со)полимера ПАА в нагнетаемом агенте составляет 0,05-0,5% по массе на основе общего количества всех компонентов нагнетаемого агента, и закачивания водного нагнетаемого агента, полученного таким образом, в нефтеносное отложение.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к составам с конденсируемой твердой фазой для временной изоляции продуктивного пласта при глушении скважин с терригенным коллектором неоднородной проницаемости, включающим глинистые минералы, и пластовыми температурами до 150°С.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки, в режиме самозадавливания. Способ эксплуатации самозадавливающейся газовой скважины, характеризующийся тем, что включает введение пенообразующего состава на забой скважины в виде твердых шашек с поверхностно-активным веществом - ТПАВ, количество которых обусловлено достаточностью для вспенивания скопившейся на забое жидкости и выноса ее на поверхность, при этом состав основы указанных ТПАВ одинаков, часть указанных ТПАВ предварительно покрывают оболочкой из желатина, а оболочки для ТПАВ имеют различное время растворения. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - увеличение периода между обработками скважины ПАВ, увеличение ее продуктивности благодаря отсутствию негативного влияния столба жидкости на протяжении всего времени между обработками. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

Наверх