УСТРОЙСТВО ДЛЯ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДНОГО ГАЗА ИЗ ВЕРТИКАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к области газодобывающей промышленности и может быть применено для удаления жидкости из ствола вертикальной газовой скважины без подъема жидкости на поверхность.
Прототипом является способ добычи углеводородного газа из подземного пласта /патент РФ №2311527, Е21В 43/00, Е21В 43/38, оп. 27.11.2007/, при котором обеспечивают притекание пластовой текучей среды, содержащей газ и жидкость, из подземного пласта в вертикальную добывающую скважину в продуктивном интервале, разделяют пластовую текучую среду на газовый компонент и жидкий компонент и одновременно регулируют расход добываемого газового компонента в вертикальной добывающей скважине для поддержания его ниже критического расхода газа, обеспечивающего разделение пластовой текучей среды в добывающей скважине без применения сепаратора, доставляют газовый компонент по добывающей скважине на поверхность, накапливают жидкий компонент в добывающей скважине с образованием столба жидкости, имеющего в интервале дренирования добывающей скважины давление, превышающее давление в окружающем пласте, обеспечивают дренирование жидкости из столба жидкости в окружающий пласт, предусматривающее обработку стенки добывающей скважины в интервале дренирования и/или обработку пласта вокруг интервала дренирования для увеличения расхода жидкости в окружающий пласт. Согласно описанию, интервал дренирования можно предусмотреть отдельно под продуктивным интервалом.
Недостатками способа-прототипа являются следующие. Способ недостаточно эффективен и технологичен, так как не всегда возможна регулировка расхода добываемого газового компонента для поддержания его ниже критического расхода газа, обеспечивающего разделение пластовой текучей среды в скважине без применения сепаратора, из-за скачков давления в системе сбора и, соответственно, на устье скважины, которые приводят к сбою отрегулированного режима расхода добываемого газового компонента. Кроме того, необходимым условием дренирования жидкости из столба жидкости в окружающий пласт по прототипу является обработка стенки добывающей скважины в интервале дренирования и/или обработка пласта вокруг интервала дренирования (перфорация, разрывы, кислотная обработка). Если «окружающий пласт» не является отдельным изолированным поглощающим пластом, следствием такой обработки интервала дренирования станет увеличение притока жидкости в газовую скважину.
Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности и технологичности способа добычи газа за счет исключения необходимости регулировки расхода добываемого газового компонента и благодаря организации дренирования жидкости из столба жидкости в вертикальной скважине в изолированный поглощающий пласт, соответственно, без возврата дренированной жидкости в газовую вертикальную скважину.
Поставленная задача решается тем, что способ добычи углеводородного газа из вертикальной скважины, включающий разделение в вертикальной скважине притекающего из продуктивного горизонта пластового флюида на газ и жидкость под действием гравитации без применения сепаратора, доставку газа на поверхность, накапливание жидкости в вертикальной скважине и обеспечение ее дренирования из вертикальной скважины, отличается тем, что вертикальную скважину пробуривают или добуривают до отдельного изолированного поглощающего пласта, расположенного ниже продуктивного горизонта, и обеспечивают дренирование жидкости из вертикальной скважины в указанный поглощающий пласт путем периодического нагнетания газа в вертикальную скважину с поверхности, причем для исключения возврата жидкости из указанного поглощающего пласта в скважину последнюю на уровне кровли указанного поглощающего пласта оборудуют пакером с обратным клапаном, который пропускает жидкость только в указанный поглощающий пласт.
Способ иллюстрируется схемой по фиг.1. Здесь:
1 - линия подачи газа из вертикальной скважины в систему сбора
2 - выкидная задвижка на линии 1
3 - задвижка на линии от источника компримированного газа
4 - источник компримированного газа на поверхности
5 - насосно-компрессорная труба (НКТ)
6 - эксплуатационная колонна
7 - пакер эксплуатационной компоновки
8 - продуктивный горизонт
9 - обсадная колонна ствола, вскрывающего поглощающий пласт
10 - отворотный пакер
11 - обратный клапан
12 - поглощающий пласт
13 - седло под сбросовую пробку
14 - уровень накопленной в вертикальной скважине жидкости
15 - рабочий объем вертикальной скважины.
Стрелками показано направление подачи газа в вертикальную скважину с поверхности.
Предлагаемый способ добычи углеводородного газа из вертикальной скважины осуществляют по мере накопления жидкости в скважине до уровня 14, при котором продуктивность скважины по газу значительно снижается. В таком случае осуществляют следующие операции:
1) отключают скважину, пробуренную (или добуренную) до отдельного изолированного поглощающего пласта, расположенного ниже продуктивного горизонта, от линии 1 подачи газа в систему сбора путем закрытия выкидной задвижки 2;
2) открыв задвижку 3 на линии от источника 4 компримированного инертного или природного газа, подключают источник 4 компримированного инертного или природного газа к НКТ 5;
3) производят нагнетание компримированного инертного или природного газа в вертикальную скважину с поверхности для оттеснения уровня 14 столба накопленной в скважине жидкости на максимально возможный низкий уровень вплоть до обратного клапана 11; при этом происходит дренирование жидкости из скважины, в основном, в поглощающий пласт 12 (лишь незначительная часть жидкости дренируется в продуктивный горизонт 8); поскольку обратный клапан 11 пропускает жидкость только в поглощающий пласт 12, дренированная жидкость не может вернуться из пласта 12 в вертикальную газовую скважину;
4) прекращают закачку компримированного инертного или природного газа с поверхности и закрывают задвижку 3;
5) пускают скважину в эксплуатацию включением ее в систему сбора путем открытия выкидной задвижки 2 на линии 1.
Указанная последовательность операций повторяется периодически по мере добычи газа и накопления жидкости в рабочем объеме 15 вертикальной скважины до достижения ею уровня 14, при котором продуктивность скважины по газу значительно снижается.
Данную систему удаления жидкости из вертикальной газовой скважины целесообразно применять на категориях скважин, накапливающих попутную пластовую жидкость до прекращения выхода газа в течение одной недели и более. Также экономически целесообразно не дожидаться, когда накопленная жидкость начнет перекрывать перфорацию продуктивного горизонта со снижением дебита скважины, а проводить превентивные обработки нагнетанием газа столба жидкости, накопленной между отворотным пакером и нижними дырами продуктивного горизонта.
Работы по переобустройству скважины при добуривании включают:
- углубление забоя до вскрытия горной выработкой поглощающего пласта 12,
- обсаживание горной выработки обсадной колонной 9,
- перфорирование обсадной колонны 9 в интервале поглощающего пласта 12,
- спуск на уровень кровли поглощающего пласта 12 отворотного пакера 10, оснащенного обратным клапаном 11 и седлом 13 под сбросовую пробку,
- спуск эксплуатационного оборудования, состоящего из колонны НКТ 5 с пакером 7.
Глушение скважины осуществляют при посаженной в седло 13 сбросовой пробке, отсекающей поглощающий пласт 12 Первичные работы по вводу скважины в эксплуатацию - освоение - осуществляют следующим образом. Удаляют сбросовую пробку из седла 14 с помощью шлипсы на скребковой проволоке. При закрытой выкидной задвижке 2 подключают открытием задвижки 3 источник 4 компримированного инертного или природного газа к НКТ 5. Нагнетают компримированный инертный или природный газ в вертикальную скважину до тех пор, пока уровень 14 столба жидкости глушения не будет оттеснен газом до обратного клапана 11 отворотного пакера 10. Контроль положения уровня жидкости в стволе скважины осуществляют с помощью эхолота.
Для последующего пуска скважины в эксплуатацию достаточно открыть выкидную задвижку 2. При этом давление в рабочем объеме 15 оборудованной таким образом скважины снижается до давления в системе сбора линии 1, что и провоцирует интенсивный приток газа из продуктивного горизонта 8 в ствол вертикальной скважины и далее на поверхность через линию 1 в систему сбора.
ПРИМЕР
На газо-конденсатном месторождении вертикальная газовая скважина со следующими геолого-техническими характеристиками:
3
Обсадная колонна - 139,7×7,72 мм (V одного погонного метра 12,2 дм)
Искусственный забой - 1605 м
Интервал перфорации - 1486 - 1573 м (толщина 87 м)
Пластовое давление - 7,6 МПа
Давление в системе сбора - 3,6 МПа.
3
При освобождении ствола скважины в интервале продуктивного горизонта от накопленной жидкости дебит скважины составлял 36.000 м в сутки.
После накопления жидкости в стволе и НКТ до уровня 1046 м дебит скважины снижался до 1.000 м3 в сутки.
Лифтовое оборудование скважины состояло из НКТ диаметром 73 мм и пакера, установленного на «башмаке» НКТ и посаженного на отметке 1460 м.
По данным разведочного бурения и геофизических исследований, в качестве поглощающего пласта был выбран ниже залегающий ярус, на отметках 2576-2628 м, с пластовым давлением 19,2 МПа. Поглощающий пласт вскрыли горной выработкой до отметки 2700 м и обсадили колонной
3
Обсадная колонна - 114×6 мм (V одного погонного метра 8,22 дм).
Поглощающий пласт вскрыли перфорацией на всю эффективную толщину.
Отворотный пакер с обратным клапаном посадили на отметке 2570 м.
После проведенных операций спустили то же самое лифтовое оборудование: НКТ диаметром 73 мм и пакера, установленного на «башмаке» НКТ и посаженного на отметке 1460 м.
Уровень жидкости глушения составил 525 м.
3
Для освоения скважины и пуска ее в эксплуатацию с поверхности в течение 4,5 часов в НКТ закачивали компримированный газ при начальном давлении 0 МПа и конечном 18 МПа. Отстрел уровня жидкости эхолотом показал значение 2566 м, т.е. за время закачки газа в поглощающий пласт и частично в продуктивный горизонт оттеснили 12,3 м жидкости глушения.
3
3
После чего скважину открыли в систему сбора (давление в системе сбора - 3,6 МПа). Среднесуточный дебит, замеряемый в течение недели, составил 48.000 м в сутки, при этом за истекший период в наземном сепараторе из поступающего из скважины газа было отобрано 29 м воды.
3
По истечении 78 дней суточный дебит скважины снизился до 2.500 м в сутки. Уровень, отбитый эхолотом, показал значение 1058 м. Было принято решение провести операцию по оттеснению газом накопленной жидкости в поглощающий пласт. Закачку газа осуществляли в НКТ в течение 5 часов при начальном давлении 0,2 МПа и конечном 18 МПа. Отбитый уровень показал значение 2568 м, что практически соответствует отметке, на которой установлен отворотный пакер с обратным клапаном.
3
За время закачки газа в поглощающий пласт и частично в продуктивный горизонт оттеснили примерно 11 м накопленной воды. Скважину пустили в эксплуатацию, открыв в систему сбора. Среднесуточный дебит, замеряемый в течение недели, составил 52.000 м3 в сутки, при этом за истекший период в наземном сепараторе из поступающего из скважины газа было отобрано 22 м3 воды.
Способ, таким образом, эффективнее и технологичнее прототипа за счет исключения необходимости регулировки расхода добываемого газового компонента, так как разделение пластового флюида на газ и жидкость осуществляется в увеличенном относительно прототипа рабочем объеме скважины, а дренирование накопленной в скважине жидкости осуществляют при остановке добычи газа в изолированный поглощающий пласт, соответственно, без возможности возврата дренированной жидкости в газовую вертикальную скважину.
Способ не требует остановки скважины (остановки добычи газа) на длительное время, так как время поглощения жидкости (воды), накопленной в стволе скважины, составляет лишь несколько часов.
Способ не предполагает изменения обычной тех. схемы эксплуатации скважины (НКТ, пакер, система сбора) и позволяет осуществлять, например, глушение скважины перед КРС или традиционные ГТМ (СКО, ванны, очистка перфорации и ПЗП и т.п.) в обычном режиме после сброса пробки с ловильной головкой, без риска поглощения соответствующего агента поглощающим пластом. Соответственно, после удаления из седла пробки беспрепятственно осуществляется реализация заявляемого способа.
В случае оборудования скважины датчиком уровня жидкости с соответствующим программным обеспечением и системой задвижек с серводвигателями и источником компримированного газа способ может осуществляться в автоматическом режиме, исключив влияние человеческого фактора.
При внедрении данного способа отпадает необходимость спуска под пакер хвостовиков для выноса накопленной в интервале перфорации жидкости на поверхность. Это, в свою очередь, позволяет проводить ГТМ по очистке ПЗП, геофизические исследования по определению профиля притока и т.п.мероприятия по полному профилю перфорированного интервала, без подъема НКТ.
Авторам известен способ скважинного отделения воды от газа, поступающего из продуктивного интервала в газовой скважине / Патент США №5913363 /, с помощью скважинного газоводяного сепаратора, установленного над продуктивным интервалом, и согласно которому отделенная вода направляется через пакеры и срабатывающий при определенном давлении клапан в пласт, расположенный ниже или выше продуктивного пласта под действием силы гравитации. Однако данный способ не применим для объектов с низким пластовым давлением и дебитом, так как пластовой энергии не будет хватать для подъема поступающей вместе с газом в ствол скважины жидкости в сепаратор, и жидкость будет накапливаться в интервале продуктивного пласта, что в конечном итоге приведет к самоглушению скважины. Данная технология, в отличие от заявляемой, может использоваться для высокодебитных скважин с высоким пластовым давлением, в целях минимизировать наземную сепарацию и утилизацию воды.
Авторами также проанализированы технические решения, включающие закачку газа в газовую скважину. Однако, ни один из известных источников не раскрывает возможности применения периодического нагнетания газа в вертикальную газовую скважину с поверхности для дренирования жидкости (воды), накопленной в стволе газовой скважины, в поглощающий пласт, без возможности ее последующего возврата в ствол скважины. Так, по патенту №2067167 закачка углеводородного газа используется для растворения АСПО и оттеснения их обратно в продуктивный пласт; по патентам №№2222697, 2283948 - для очистки ПЗП, по патенту №2455469 -закачиваемым циркулирующим газом обеспечивают вынос жидкости на поверхность.
Поэтому заявляемый способ, по мнению авторов, соответствует критерию изобретательского уровня.