Способ эксплуатации куста обводняющихся газовых скважин

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации газовых скважин на месторождениях, находящихся в условиях падающей добычи газа. Способ эксплуатации куста обводняющихся скважин, которые оборудованы по беспакерной схеме и объединены одним газосборным коллектором, включает прокладывание технологического трубопровода от модульной компрессорной установки до газофакельного устройства. Технологический трубопровод соединяет нижнюю задавочную линию каждой скважины куста через дистанционно-управляемые задвижки. Каждую нижнюю задавочную линию скважины оборудуют запорной арматурой. Начало ликвидации столба жидкости определяют при снижении устьевых параметров от установленных. Открывают задвижки технологического трубопровода и нижней задавочной линии скважины. Подают компримированный газ от модульной компрессорной установки в затрубное пространство скважины. После ликвидации столба жидкости задвижки закрывают. Газ стравливают в технологическом трубопроводе на газофакельное устройство и продолжают эксплуатацию куста скважин. Техническим результатом является увеличение срока эксплуатации скважин до выхода в бездействующий фонд. 5 ил.

 

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации газовых скважин на месторождениях, находящихся в условиях падающей добычи газа. Данные скважины характеризуются низкими забойными давлениями, дебитами и скоростями потока добываемой продукции в колонне насосно-компрессорных труб. Это приводит к образованию на забое жидкостных пробок, снижению дебита и в конечном итоге к самозадавливанию.

Скопление жидкости проявляется не только в малодебитных скважинах, также оно может наблюдаться в скважинах с большим диаметром лифтовой колонны и высоким устьевым давлением, даже при высоких дебитах. Когда скорость газа в лифтовой колонне начинает падать, скорость движения жидкости, выносимой газом, также снижается. В результате изменяется характер ее течения у стенок труб, происходит накопление жидкости на забое и образование жидкостной пробки.

Накопление жидкости приводит к увеличению фильтрационных сопротивлений, дальнейшему снижению продуктивности и в итоге к полной остановке скважины. Это является одной из основных проблем поздней стадии разработки месторождения, поэтому от оптимизации объема скапливающейся жидкости может зависеть возможность дальнейшей эксплуатации скважины.

Известен способ эксплуатации газового промысла при коллекторно-лучевой организации схемы сбора на завершающей стадии разработки месторождения, включающий периодическое удаление накапливающейся жидкости из скважин и участков газосборной сети. При этом постоянно контролируется текущее значение и динамика изменения давления. На основе этой информации фиксируют изменение и формируют управляющее воздействие в виде понижения давления в общем коллекторе [RU 2597390 С1, МПК Е21В 43/00 (2006.01), опубл. 10.09.2016]. Повышение эффективности эксплуатации газового промысла обеспечивается за счет возможности эксплуатации до минимальных устьевых давлений без изменения технологии добычи при значительном сокращении потерь газа при продувках в шлейф.

Недостатком способа является то, что удаление скопившейся жидкости достигается увеличением расхода газа на скважине. Резкое повышение депрессии на пласт приводит к разрушению призабойной зоны пласта, образованию каверн и песчано-глинистых пробок на забое скважины, также начнется абразивный износ подземного и устьевого оборудования.

Известен способ сбора, подготовки и транспортировки низконапорного газа [RU 2578013 С1, МПК F17D 1/00, опубл. 20.03.2016], включающий подключение части низкодебитных скважин к мобильной компрессорной установке, а остальные скважины посредством эжекторов последовательно подключены в газосборную сеть. В результате применения известного способа обеспечивается продление срока эксплуатации отдаленных низкодебитных газовых скважин за счет осуществления возможности на скважинах, оборудованных концентрическими лифтовыми колоннами (КЛК) и с избыточным скоплением жидкости на забое, реализовать технологию газового лифта (газлифта) путем подачи части сжатого газа обратно в скважину по затрубному пространству КЛК, что обеспечивает вынос жидкости на поверхность.

Недостатком известного способа является отсутствие связи с межколонным пространством скважины, так как газ высокого давления от мобильной компрессорной установки подается через шлейф в лифтовую колонну. Поэтому для реализации технологии газового лифта и выноса избыточной жидкости с забоя скважины, необходимым условием является наличие в лифтовой колонне концентрической лифтовой колонны (КЛК). При установке КЛК велика вероятность не запуска скважины по причине кольматации призабойной зоны пласта (ПЗП) жидкостью глушения и низких устьевых параметров.

Технической проблемой, решение которой обеспечивается при осуществлении изобретения, является разработка способа эксплуатации куста обводняющихся газовых скважин, который обеспечит выполнение проектных показателей по добыче, включая коэффициент эксплуатации скважин, и исключит проведение ремонтов с глушением скважин, сохранив фильтрационные свойства продуктивного пласта.

Технический результат заключается в увеличении срока эксплуатации скважин до выхода в бездействующий фонд.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе эксплуатации куста обводняющихся газовых скважин, объединенных одним газосборным коллектором, газожидкостную смесь по шлейфам подают в установку подготовки газа, постоянно контролируют текущие значения и динамику изменения расхода, каждую скважину оснащают средствами дистанционного контроля, и соединяют нижнюю задавочную линию каждой скважины с трубопроводом, проложенным от модульной компрессорной установки к линии газофакельного устройства через дистанционно-управляемые задвижки, причем открытие указанных задвижек осуществляют при снижении установленного устьевого параметра, а подачу сжатого газа от модульной компрессорной установки осуществляют в затрубное пространство скважины до полного выноса жидкости с забоя скважины, определяемому по восстановленному значению устьевого параметра до требуемой нормы.

Сущность изобретения заключается в установке на куст обводняющихся скважин модульной компрессорной установки (МКУ), прокладке дополнительного технологического трубопровода к каждой скважине куста и соединении его с их нижними задавочными линиями. Технологический трубопровод оснащен системой задвижек, открытие и закрытие которых осуществляется с помощью управляющего комплекса. При накоплении на забое какой-нибудь из скважин жидкостной пробки, управляющий комплекс открывает соответствующую запорную арматуру и обеспечивает подачу компримированного газа из МКУ в затрубное пространство скважины.

В начальной стадии эксплуатации МКУ разности давлений будет достаточно для выноса жидкостной пробки и эксплуатации скважин. В дальнейшем, заявляемый способ позволит эксплуатировать куст обводняющихся скважин без проведения на них ремонтных работ с глушением, что исключает ухудшение их фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и возможный выход в бездействующий фонд в результате невозможности освоить скважину по завершении работ.

На фиг. 1 изображена схема обводняющегося куста газовых скважин до реализации способа.

На фиг. 2 изображена схема обводняющегося куста газовых скважин после реализации способа.

На фиг. 3 изображена скважина обводняющегося куста, задавленная столбом жидкости.

На фиг. 4 изображена скважина обводняющегося куста во время нагнетания компримированного газа из МКУ.

На фиг. 5 изображена скважина обводняющегося куста после нагнетания компримированного газа из МКУ.

Куст содержит обводняющиеся газовые скважины 1 2, 3, 4, 5, 6, 7, объединенные одним газосборным коллектором - шлейфом, каждая из которых оборудована устьевой арматурой 1, запорной арматурой 3, замерными устройствами 5, например, Гиперфлоу производства НПО Вымпел, установленными на выкидных линиях (не показаны на фиг.). Каждая скважина оборудована нижней 6 и верхней 7 задавочными линиями, оснащенными обратными клапанами 8 и быстроразъемными соединениями 9. Каждую скважину оснащают средствами дистанционного контроля, для обеспечения мониторинга устьевых параметров (дебита и давления), а также их динамики.

Куст оборудован площадками обслуживания 2, площадками 4 для подъемных агрегатов, шлейфом 10, измерительной установкой 11, факельной линией 12, горизонтальным факельным устройством (ГФУ) 13, амбаром ГФУ 14, трубопроводами 15 с запорной арматурой 16, управляющим комплексом 17 и модульной компрессорной установкой (МКУ) 18.

МКУ 18 состоит из блок-бокса сепарационного 19, блок-бокса компрессорной установки 20, аппарат воздушного охлаждения (АВО) газа 21, АВО масла 22, дренажной емкости 23.

К шлейфу 10 подводят два трубопровода: по трубопроводу 24 газ из скважин поступает в МКУ 18, где компримируется и через трубопровод 25 поступает обратно в шлейф 10 и далее на установку комплексной подготовки газа (УКПГ).

К трубопроводу 25 подключают трубопровод 26, оснащенный дистанционно-управляемыми задвижками 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35, 36, 37, 38, 39, 40, 41, 42, 43, 44, 45, 46, 47, 48 таким образом, что трубопровод 26 соединен с нижней задавочной линией каждой скважины. Например, трубопровод соединен с нижней задавочной линией скважины 2 посредством задвижки 31, задвижка 32 перекрывает трубопровод 26 при необходимости закачки газа в скважину 2, задвижку 33 открывают в случае необходимости использования задавочной линии по прямому назначению.

Трубопровод 26 оснащен регулятором давления 49, расположенным за задвижкой 27, для обеспечения получения оптимального давления компримированного газа на выходе из трубопровода. Трубопровод 26 проходит на куст скважин и через запорную арматуру 50 соединен с ГФУ.

Трубопровод 26 отводами соединен с каждой нижней задавочной линией 6 скважины куста через запорную арматуру (например, для скважины 2 - через задвижку 31), для обеспечения возможности осуществления закачки компримированного газа из МКУ 18 в затрубное пространство 51 в каждую скважину куста, по мере возникновения необходимости. Для предупреждения возможного гидратообразования в трубопроводе 26 его подключают к линии подачи метанола (на фиг. не показано) с УКПГ.

Подземная часть каждой скважины содержит кондуктор 52, эксплуатационную колонну 53, лифтовую колонну 54.

Автоматизация безводной работы куста скважин достигается установкой на его территории управляющего комплекса, например, СУФА, производства Воронежского механического завода, который после снижения дебита газа на узле замера - на расходомере газа Гиперфлоу 5, которой установлен на выкидной линии или при фиксации снижения устьевого давления на буфере устьевой арматуры (ФА) 1, подает сигнал для открытия запорной арматуры или изменения степени открытия дросселирующего органа регулятора давления газа и подачи компримированного газа из МКУ. Степень открытия не будет меняться постоянно, скорее редко, при значительном падении пластового давления и зависит от величины необходимого давления на выходе из регулятора и подачи компримированного газа из МКУ.

Снижение дебита газа (или снижение устьевого давления, фиксируемого на буфере ФА) на самозадавливающейся скважине свидетельствует о накоплении в ней столба жидкости, который препятствует добыче газа. В случае снижения дебита на заданную величину (заданная величина установлена заранее, заложена в контроллер УК 17), управляющий комплекс открытием запорной арматуры, обеспечивает закачку необходимого количества (в зависимости от величины столба жидкости) компримированного газа из МКУ 18.

Закачка газа в затрубное (кольцевое) пространство через задавочную линию обеспечивает увеличение дебита газа и рост скорости газожидкостного потока до необходимой для выноса жидкости с забоя. Применение регулятора давления на трубопроводе подачи компримированного газа в затрубное пространство скважины обеспечивает значения е давления, которое не превышает забойное давление продуваемой скважины. Это необходимо для того чтобы исключить попадание компримированного газа в пласт. После ликвидации столба жидкости (например, путем продувки конкретной скважины с целью выявления закономерности снижения дебита/ давления и количества газа, необходимого для возращения исходных параметров) управляющий комплекс приостанавливает подачу компримированного газа из МКУ, перекрыв запорную арматуру (поз.).

С течением времени, на месторождении происходит снижение пластового давления, а управляющему комплексу для выполнения своих функций необходимы точные показатели без учета влияния столба жидкости. Для этого необходимо использовать прогнозные показатели и закладывать плановое снижение параметров разработки в управляющий комплекс. Загружают в СУФА прогнозные показатели снижения давления и дебита, рассчитанные на действующей гидродинамической модели месторождения. Преимущество применения циклической закачки обусловлено тем, что обеспечивается минимизация расхода компримированного газа из МКУ за счет того, что газ затрачивается только во время продувки, а не постоянно.

Закачка компримированного газа может быть не только циклической, но и непрерывной. В случае с непрерывной закачкой, подача компримированного газа от МКУ будет осуществляться постоянно. Для этого необходимо предусмотреть установку регулирующих клапанов на нижних задавочных линиях, та как для каждой скважины необходима своя подача, степень открытия которых меняется в зависимости от расхода газа из скважин.

Заявляемая совокупность действий и их последовательность обеспечивает длительную и бесперебойную эксплуатацию куста обводняющихся скважин, без проведения ремонтных работ с глушением, сохраняя фильтрационные свойства продуктивного пласта.

Для осуществления заявленных в техническом решении технологических операций подразумевается готовность приема жидкости на сепарационном оборудовании, а также оснащение скважин по беспакерной схеме.

Для примера возьмем куст газовых скважин №611 Ямбургского НГКМ (фиг. 2).

Данный куст скважин, который содержит 7 скважин, каждая из которых оборудована по беспакерной схема и содержит (фиг.) оборудуют управляющим комплексом 17 и МКУ 18. После чего к МКУ 18 подводят трубопровод 24, по которому газ из скважин через шлейф 10 поступает на МКУ 18, и трубопровод 25, через который уже компримированный газ поступает обратно в шлейф 10: по трубопроводу 24 идет обычный газ из шлейфа в МКУ, а уже из МКУ компримированный газ по трубопроводу 25 идет на УКПГ или на продувку в трубопровод 26. К трубопроводу 25 подсоединяют трубопровод 26, оснащенный дистанционно-управляемыми задвижками 27-50 и идущий через скважины куста на горизонтальное факельное устройство 13. Трубопровод 26 соединяют с нижними задавочными линиями каждой из скважин 6 через задвижки (поз указать), что позволяет проводить закачку компримированного газа из МКУ 18 в затрубное пространство каждой скважины скважин 51. Для предупреждения возможного загидрачивания трубопровод 26, может быть подключен к линии подачи метанола (на фиг. не показано) с УКПГ.

Допустим, на скважине 2 замерное устройство - расходомер Гиперфлоу 5 зафиксировало падение расхода (дебита). Управляющий комплекс 17 подает сигнал на открытие дистанционно-управляемых задвижек 27, 29, 31. После чего компримированный газ из МКУ 18 поступает через нижнюю задавочную линию 6 в затрубное пространство скважины 2. После ликвидации столба жидкости задвижки 27, 31 закрывают и проводят стравливание оставшегося газа в трубопроводе 26 на ГФУ 13 путем открытия задвижек 32, 35, 38, 41, 44, 47, 50. После стравливания газа закрывают задвижки 29, 32, 35, 38, 41, 44, 47, 50 трубопровода 26 и продолжают эксплуатацию куста скважин.

Заявляемое решение позволит эксплуатировать куст скважин без снижения продуктивности вследствие скопления на забоях жидкостной пробки и остановки скважин по причине их самозадавливания. Таким образом, решается одна из основных проблем поздней стадии разработки месторождения.

Способ эксплуатации куста обводняющихся скважин, оборудованных по беспакерной схеме, объединенных одним газосборным коллектором, при этом газ по шлейфам подают в установку подготовки через модульную компрессорную установку, характеризующийся тем, что каждую скважину оснащают средствами дистанционного контроля, контролирующими текущие устьевые параметры и динамику их изменения, от модульной компрессорной установки прокладывают технологический трубопровод до газофакельного устройства, который соединяет нижнюю задавочную линию каждой скважины куста через дистанционно-управляемые задвижки, причем каждая нижняя задавочная линия скважины оборудована запорной арматурой, при этом начало ликвидации столба жидкости определяют при снижении устьевых параметров от установленных, после чего путем открытия задвижек технологического трубопровода и нижней задавочной линии скважины подают компримированный газ от модульной компрессорной установки в затрубное пространство скважины, а после ликвидации столба жидкости указанные задвижки закрывают и проводят стравливание газа в технологическом трубопроводе на газофакельное устройство и продолжают эксплуатацию куста скважин.