Способ эксплуатации скважин на завершающем этапе разработки газовых залежей
METHOD OF WELL OPERATION AT THE FINAL STAGE OF DEVELOPMENT OF GAS DEPOSITS

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к эксплуатации газовых скважин при разработке нефтегазоконденсатных месторождений на завершающем этапе.
Известно, что при отборе газа более чем на 80% происходит значительное снижение пластового давления. Это приводит к различным негативным проявлениям, в частности, к падению скорости движения газа по стволу скважины до величины ниже минимальной, которая уже недостаточна для выноса жидкости с забоя скважины на устье, что приводит к самозадавливанию скважины.. В связи с этим возникает необходимость поиска дополнительных энергетических источников и технических решений для обеспечения подъема всей продукции газовых скважин, включая жидкий конденсат и воду на устье.
Известен способ эксплуатации газовых скважин (см. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин / В.М. Муравьев, - М., Недра, 1978. - 368 с.), предусматривающий откачку притока жидкости (конденсат, вода) на забой скважины глубинным насосом. Недостатком данного способа является необходимость погружения глубинного насоса непосредственно в жидкость, что требует поддержания на забое минимально необходимого уровня жидкости. Это приводит к увеличению газодинамического сопротивления движения газа из пласта в объем ствола скважины.
Известен способ эксплуатации скважин на завершающем этапе разработки газовых месторождений (см. патент РФ №2405916, опубл. 10.12.2010). Способ включает установку в стволе газовых скважин устройства для интенсификации отбора газа посредством снижения давления в зоне его отбора, что дополнительно увеличивает приток газа из пласта. Согласно изобретению дебит газовых скважин повышают до величины, обеспечивающей скорость потока газа в лифтовой колонне, необходимую для непрерывного выноса пластовой жидкости (вода, конденсат) с забоя газовых скважин, не допускающего перекрытия жидкостью отверстий перфорации в стволе скважин. Недостатком способа является ограничение по мощности устройства интенсификации отбора газа и небольшие объемы извлекаемой жидкости.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ снижения давления на устье скважины (см. «Мобильные компрессорные установки: технологические аспекты эксплуатации» // «Газовая промышленность», выпуск №6, 2015 г.) при котором предусматривается использование распределенного компримирования с помощью мобильных компрессорных установок. Показано, что использование МКУ способствует увеличению отбора газа, в частности, на Ямбургской площади отбор газа увеличился более чем на 30%. Использование МКУ позволяет снизить давление на устье скважины и увеличить дебит жидкости.
Недостатком способа является низкая эффективность выноса жидкости с забоя скважины при ее высоком содержании в газожидкостной смеси, что связано с типом структуры движения газожидкостной смеси (пленочно-дисперсионный тип), при которой жидкость из газожидкостной смеси выделяется на стенках колон НКТ и стекается обратно на забой. В процессе накопления жидкости на забое скважины уменьшается активная зона интервала перфорации, перекрываемая жидкостью, что приводит к снижению дебита газа.
Задачей изобретения является создание способа эксплуатации скважин на завершающем этапе разработки газовых залежей, обеспечивающего повышение эффективности удаления жидкости с забоя скважины путем ее подъема на дневную поверхность и увеличение дебита газа.
Поставленная задача решается тем, что в способе эксплуатации скважин на завершающем этапе разработки газовых залежей осуществляют снижение противодавления на устье скважины с помощью мобильной компрессорной установки (МКУ), связанной через устьевую арматуру скважины с лифтовой колонны (ЛК), внутри которой устанавливают диспергаторные устройства в виде кольца 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 ЛК, а отношение внутреннего диаметра ЛК к высоте диспергатора составляет 8,8-11,6.
Заявленное изобретение поясняется следующим графическим материалом. На фиг. 1 схематично изображен фрагмент лифтовой колонны с диспергатором, на котором:
1. верхняя муфта;
2. торец трубы ЛК;
3. поверхность конфузора;
4. труба ЛК;
5. нижняя муфта;
6. место сварки диспергатора к торцу трубы ЛК;
7. поверхность диффузора;
к
д
8. θ и θ углы конусности конфузора и диффузора соответственно;
9. h - высота кольца диспергатора;
10. а - ширина;
Диспергаторные кольца позволяют изменить пленочно-дисперсионный тип газожидкостной смеси в эмульсионный (капельно-туманный), обеспечивают диспергирование жидкости с внутренней поверхности трубы в общий поток газожидкостной смеси и тем самым большая часть жидкости с внутренней стенки возвращается в общий поток газожидкостной смеси при незначительном повышении газодинамического сопротивления.
Снижение высоты кольца диспергатора менее 3 мм приводит к снижению степени дисперсии жидкости в потоке газа и уменьшению ее количества в газожидкостной смеси. Увеличение высоты кольца диспергатора более 9 мм приводит к повышению газодинамического сопротивления диспергаторного устройства и тем самым вызывает возрастание энергетических потерь на подъем потока газожидкостной смеси.
Снижение отношения внутреннего диаметра ЛК к высоте диспергатора менее чем на 8,8 приводит к увеличению газодинамического сопротивления в ЛК, а его повышение более чем на 11,6 - к снижению эффективности диспергации жидкости в газожидкостной поток и подъему жидкости с забоя скважины.
Ширина диспергатора 11-41 мм обеспечивает оптимальные величины углов конусности конфузора и диффузора. При изменении этих параметров выше или ниже предельных значений происходит снижение эффективности диспергации жидкости в газожидкостной поток и уменьшению количества удаляемой жидкости с забоя скважины. Ширина диспергатора является функционально зависимой величиной углов конусности конфузора и диффузора и поэтому влияние изменения ее диапазона на движение потока газожидкостной смеси определяется величинами этих углов.
При уменьшении угла конусности конфузора менее 70° снижается дисперсия жидкости в потоке газа и уменьшается ее количество в газожидкостной смеси. Увеличение угла конусности конфузора более 90° приводит к увеличению газодинамического сопротивления в ЛК и тем самым увеличивает энергетические потери на подъем потока газожидкостной смеси.
При уменьшении угла конусности диффузора менее 30° снижается дисперсия жидкости в потоке газа и уменьшается ее количество в газожидкостной смеси. Увеличение угла конусности диффузора более 60° приводит к увеличению газодинамического сопротивления в ЛК и тем самым вызывает возрастание энергетических потерь на подъем потока газожидкостной смеси.
При увеличении интервала установки диспергатора более 300 м уменьшается количество жидкости в газожидкостном потоке из-за ее выпадения из системы. Уменьшение интервала установки диспергатора ниже 200 м приводит к повышению газодинамического сопротивления и снижению дебита газа.
Основной задачей на этапе доразработки газовых залежей нефтегазоконденсатных месторождений на завершающем этапе разработки является обеспечение извлечения всей продукции скважины.
При использовании устьевого компрессора можно существенно продлить жизненный цикл скважины. Однако использование только МКУ не обеспечивает эффективный подъем газожидкостной смеси с высоким содержанием жидкости в случае увеличения притока жидкости на забой.
Использование МКУ совместно с установкой диспергаторных колец в лифтовой колонне НКТ обеспечивает увеличение скорости потока газа до величины необходимой для выноса жидкости с забоя скважины с одновременной оптимизацией структуры потока газожидкостной смеси путем преобразования пленочно-дисперсной структуры газожидкостной смеси (обычный вариант для газовых скважин), при которой жидкость частично диспергирована в объеме газа, в эмульсионную, при которой жидкость практически полностью диспергирована в газе. Возможность регулирования структуры газожидкостного потока позволит существенно увеличить дебит жидкой составляющей продукции скважины.
В процессе эксплуатации обводненных скважин по предлагаемому способу дебит газа будет увеличиваться за счет удаления жидкости с забоя и поддержания рабочего интервала перфорации в открытом состоянии.
Предлагаемое изобретение поясняется конкретным примером осуществления заявленного способа и прилагаемым чертежом (см. фиг. 1).
Пример
3
уст
Осуществление предлагаемого способа рассматривается на примере его реализации для обводняющейся скважины №8223 Уренгойского НГКМ, эксплуатационную колонна диаметром 219 мм, интервал перфорации - 1140-1185, башмак лифтовой колонны НКТ условным диаметром 73 мм спущен на глубину 1162,2 м. Исходный дебит опытной скважины - 55 тыс. м/сут, Р заб - 187 МПа, Р - 1,47 МПа, депрессия 0,4 МПа.
к
д
Вначале на обводняющейся газовой скважине проводят операции капитального ремонта скважины, в процессе которого производят демонтаж фонтанной арматуры, извлечение внутрискважинного оборудования, ревизию НКТ и установку в расчетном количестве труб лифтовой колонны диспергаторных колец. При этом высота конуса диспергаторного кольца (h) составляет 3÷9 мм, ширина (а) - 11-41 мм, угол конусности конфузора (θ) - 70-90°, угол конусности диффузора (θ) - 30-60°, а отношение внутреннего диаметра ЛК к высоте диспергатора составляет 8,8-11,6.
Затем в эксплуатационную колонну на глубину 1162,2 м - спускают лифтовую колонну диаметром 73 мм с установленными через каждые 200-300 м от башмака внутри торцевой части труб диспергаторными кольцами и устанавливают фонтанную арматуру.
Устанавливают мобильную компрессорную установку серии МКУ Такат-8 и подключают через устьевую арматуру скважины с лифтовой колонной. После подключения скважину осваивают и вводят в эксплуатацию. Газожидкостную смесь из ЛК подвергают сепарации с получением газа и жидкости. Добываемую жидкость направляют на утилизацию после извлечения ценных компонентов. При наличии в жидкости газового конденсата, его предварительно отделяют.
Результаты проведенных исследований приведены в таблице 1.
3
3
Как видно из таблицы использование МКУ обеспечивает создание дополнительной депрессии в стволе скважины, что позволяет увеличить дебит газа и количество жидкости в газожидкостном потоке. При увеличении депрессии на 2,2 атм можно увеличить дебит газа почти в 3,1 раза или с 55 до 170,6 тыс. м/сут, а жидкости в 3,9 раза - до 4,57 м/сут.
3
3
При использовании МКУ в комбинации с установкой диспергаторных устройств заданных параметров в лифтовой колонне НКТ дебит газа можно увеличить в 3,2 раза - до 175,8 м/сут, а жидкости в 9,8 раза - до 11,48 м/сут. При этом предотвращается сомозадавливание скважины за счет накопления жидкости на забое и увеличивается ее межремонтный период работы.
Реализация способа на газовых залежах с большим содержанием тяжелых углеводородов позволит получить вместе с пластовой водой и газовый конденсат. Пластовые промышленные воды перед утилизацией перерабатывают с получением ценной химической и редкометальной продукции, что обеспечивает диверсификацию продукции скважины и получение дополнительного дохода.