СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИРОДНОГО ГАЗА И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
METHOD FOR OPERATING GAS WELLS AT LATER STAGE OF NATURAL GAS FIELD DEVELOPMENT AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, а именно к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки месторождений, в частности к эксплуатации самозадавливающихся скважин, в которых скорость газового потока недостаточна для выноса жидкости с забоя.
Добыча углеводородного сырья на завершающей стадии разработки газовых и газоконденсатных месторождений характеризуется низким энергетическим потенциалом пласта и неустойчивой работой скважин. В условиях пониженного пластового давления и падения скорости газового потока ниже необходимого значения для выноса жидкой фазы по стволу скважины, на забое и в призабойной зоне пласта происходит процесс накопления жидкости, который приводит к увеличению противодавления на пласт, ускоренному темпу падения добычи углеводородного сырья, переходу на эксплуатацию в периодическом режиме, а затем и к самопроизвольной остановке скважин.
При кустовой схеме обвязки газовых скважин, вскрывающих различные эксплуатационные объекты, когда минимально допустимое для устойчивой работы устьевое давление каждой скважины определяется линейным давлением общего газосборного коллектора, ситуация значительно осложняется. В большинстве случаев, при снижении устьевого давления одной из скважин до критического значения, последняя временно переводится в бездействующий фонд до момента снижения линейного давления за счет выработки запасов и снижения устьевого давления остальных скважин куста.
В настоящее время предложено много способов нейтрализации негативного влияния накопления жидкости в скважине на добычу газа и повышения эффективности эксплуатации обводняющихся газовых скважин. Однако наряду с преимуществами каждый из них обладает недостатками, ограничивающими их применение.
Известен способ эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений природного газа [см. Муравьев, В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: учебник для техникумов / В.М. Муравьев. - М.: Недра, 1978. - С. 367-369], включающий периодические продувки ствола скважины с ее отработкой на факельное устройство.
Существенными недостатками данного способа являются необходимость выезда к скважине обслуживающего персонала, временное отключение скважины от сети сбора газа и вызванная этим потеря добычи газа; выпуск парниковых газов в атмосферу, который приводит к значительным безвозвратным потерям газа и нанесению вреда окружающей среде.
Известен способ эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений природного газа [см. Козинцев, А.Н. Опыт использования поверхностно-активных веществ на Медвежьем месторождении / А.Н. Козинцев, А.Н. Лапердин, А.В. Величкин, О.М. Ермилов // Наука и техника в газовой промышленности. - 2013. - №3. - С. 35-38], включающий обработку забоя скважин твердыми и жидкими поверхностно-активными веществами. Для этого поверхностно-активное вещество спускают на забой скважины. Свойства поверхности раздела жидкость-газ изменяются, вследствие чего образуется пена, которая удаляется из скважины потоком газа.
Существенными недостатками данного способа являются низкая пенообразующая способность при высокоминерализованной воде, возможность образования стойких эмульсий, отсутствие продолжительного эффекта, а также в некоторых случаях влияние продуктов реакции на работу оборудования системы подготовки газа.
Известен способ эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений природного газа [см. Федоров, А.О. Анализ технологий эксплуатации газовых скважин с учетом эффекта самозадавливания / А.О. Федоров // Проблемы геологии и освоения недр: труды XX Международного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых, посвященного 120-летию со дня основания Томского политехнического университета. - 2016. - С. 431-433], включающий применение концентрических лифтовых колонн, когда в имеющуюся основную лифтовую колонну спускается центральная лифтовая колонна меньшего диаметра, по которой обеспечивается необходимый дебит для выноса жидкости с забоя, в то время как по межколонному пространству газ движется со скоростью ниже критической, и эти потоки газа соединяются в газосборном коллекторе. В центральной лифтовой колонне автоматически поддерживается дебит, превышающий на 10-20% необходимый для выноса жидкости с забоя. Управление технологическими параметрами работы скважины по обоим каналам осуществляют с помощью автоматизированного комплекса.
Существенными недостатками данного способа являются дорогостоящее оборудование, увеличение сопротивления трения о стенки труб добываемой газожидкостной смеси, снижение дебита скважины при частичном перекрытии межколонного пространства для обеспечения выноса жидкости по центральной лифтовой колонне.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому техническому решению является способ эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений природного газа [см. Пономарев, А.И. Обеспечение устойчивых технологических режимов эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождения с применением устьевых газоструйных аппаратов / А.И. Пономарев, B.C. Вербицкий, А.Э. Федоров, А.А. Ибатулин // Актуальные проблемы добычи газа. - 2018. - №1 (33). - С. 171-180], включающий применение струйных аппаратов для снижения устьевого давления газовых скважин и увеличение фактической скорости потока добываемой газожидкостной смеси с забоя скважины.
Существенным недостатком данного способа является необходимость в наличии источника высоконапорного потока газа, в качестве которого используется скважина с высоким устьевым давлением, энергетический потенциал которой не безграничен. Кроме того, при кустовой схеме размещения скважин разница устьевых давлений по скважинам одного куста незначительна, что исключает их использование в качестве высоконапорного источника.
Целью заявляемого технического решения является увеличение (поддержание) дебита скважин, обеспечение устойчивых технологических режимов эксплуатации скважин на завершающем этапе разработки газовых месторождений, увеличение коэффициента газоотдачи, а также расширение области применения струйных аппаратов при добыче газа за счет использования высоконапорного потока (водометанольный раствор (BMP)) и низконапорного потока (газ от скважин).
Технический результат заявляемого изобретения достигается путем обеспечения скорости потока газа, необходимой для выноса жидкости с забоя скважины, и увеличение объемов добычи газа.
Указанная задача решается и технический результат достигается за счет того, что способ эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений природного газа включает добычу газожидкостной смеси со скважин, сепарацию свободного газа от жидкости и последующую подачу его на вход камеры смешения струйного аппарата, который снижает устьевое давление газовых скважин и увеличивает фактическую скорость потока добываемой газожидкостной смеси с забоя скважины.
Высоконапорный поток для эжекции низконапорного газа в струйном аппарате создают водометанольным раствором, который используют в режиме рециркуляции. Захватываемый потоком добытый газ выделяют в первой секции буллита за счет центробежных и гравитационных сил, и направляют его по газопроводу-шлейфу на установку комплексной подготовки газа (УКПГ). При этом часть этого газа периодически отбирают и закачивают в затрубное пространство отдельных эксплуатационных скважин для удаления из их насосно-компрессорных труб скопившегося столба жидкости. Выбор скважин для проведения указанной операции осуществляет автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) по значениям контролируемых ее системой телемеханики газового промысла на устьях скважин параметров, позволяющих выявлять такие скважины.
Выделенную в сепараторе дегазированную жидкость направляют во вторую секцию буллита, из которой осуществляют ее закачку обратно в пласт месторождения ниже уровня газоводяного контакта. Для этого используют наименее производительную или бездействующую скважину куста, которая имеет максимальное удаление от забоев других скважин куста.
Устройство для реализации способа включает сепаратор, вход которого связан с шлейфом куста эксплуатационных скважин, а выход для добываемого газа соединен со входом камеры смешения блока струйных насосов. Блок струйных насосов подбирается исходя из максимально возможной производительности по добыче куста скважин, на котором размещается установка.
В устройстве, в термошкафу, установлен буллит, который состоит из двух секций. Вход первой секции буллита связан с выходом струйного насоса. Ее нижний выход соединен трубопроводом подачи водометанольного раствора на вход центробежного насоса, выход которого связан со входом подачи водометанольного раствора в блок струйных насосов, работающих параллельно. Верхний выход первой секции буллита соединен с установкой комплексной подготовки газа посредством газопровода-шлейфа, в начале которого установлен отвод с дистанционно управляемой системой телемеханики промысла задвижкой. Задвижка обеспечивает периодическую подачу газа по линии с ответвлениями, связывающими ее с затрубным пространством эксплуатационных скважин через их индивидуальные, управляемые системой телемеханики задвижки, соединенные с соответствующими задвижками фонтанной арматуры.
Вход второй секции буллита соединен патрубком с выходом сепаратора для подачи из него дегазированной жидкости в буллит. Нижний выход второй секции буллита подключен к системе закачки добытой жидкости в пласт. Эта система соединена трубопроводом с поглощающей скважиной утилизации в пласт добытой дегазированной жидкости. Другой выход второй секции буллита выполнен в виде вертикального патрубка, установленного внутри ее. На верху патрубка установлен поплавковый клапан, обеспечивающий аварийный сброс дегазированной жидкости из буллита в подземную емкость в случае повышения уровня дегазированной жидкости во второй секции буллита выше уровня установки клапана. Нижний конец патрубка аварийного сброса соединен трубопроводом с подземной емкостью, глубина установки которой исключает замерзание находящейся в ней дегазированной жидкости в течение интервала времени, достаточного для ее удаления из этой емкости.
На фиг. приведена структурная схема модульной эжекционной установки куста газодобывающих скважин, реализующая предлагаемый способ. В ней использованы следующие обозначения:
1. Сепаратор;
2. Струйный эжекционный насос;
3. Буллит;
4. Первая секция буллита;
5. Вторая секция буллита;
6. Центробежный насос;
7. Газопровод-шлейф;
8. Подземная емкость для жидкости, поступающей из буллита 3;
9. Поплавковый клапан на входе линии сброса жидкости из буллита 3 в подземную емкость 8;
10. Линия периодической подачи газа в затрубное пространство скважин;
11. Задвижка на входе линии 10;
12. Термошкаф.
Устройство содержит сепаратор 1, вход которого связан с шлейфом куста эксплуатационных скважин, а выход для добываемого газа соединен со входом камеры смешения струйного эжекционного насоса 2. Буллит 3, состоящий из двух секций 4 и 5, помещен в термошкаф 12. Вход первой секции 4 буллита 3 связан с выходом струйного эжекционного насоса 2, а ее нижний выход соединен трубопроводом подачи водометанольного раствора со входом центробежного насоса 6. Его выход соединен патрубком со входом струйного эжекционного насоса 2. Верхний выход первой секции 4 буллита 3 подключен к газопроводу-шлейфу 7 подачи добытого газа на УКПГ. В начале газопровода-шлейфа 7 установлен патрубок для отвода газа в линию 10. Между патрубком и линией 10 установлена дистанционно управляемая системой телемеханики промысла задвижка 11, обеспечивающая периодическую подачу газа по линии 10. Линия 10 разветвляется, и каждая из ее ветвей имеет на своем конце управляемую системой телемеханики задвижку, через которую она подключена к затрубному пространству конкретной эксплуатационной скважины через затрубную задвижку ее фонтанной арматуры.
Вход второй секции 5 буллита 3 соединен патрубком с выходом сепаратора 1 для дегазированной жидкости. К нижнему выходу второй секции 5 буллита 3 подключен трубопровод, второй конец которого соединен с поглощающей скважиной, обеспечивающей утилизацию в пласт добытой дегазированной жидкости. Другой выход второй секции 5 буллита 3 выполнен в виде вертикального патрубка, на верху которого установлен поплавковый клапан 9. Этот выход обеспечивает аварийный сброс дегазированной жидкости из буллита 3 в случае повышения ее уровня выше места установки клапана 9. Сброс осуществляется по подключенному к нижнему концу патрубка трубопроводу в подземную емкость 8, глубина установки которой исключает замерзание находящейся в ней дегазированной жидкости в течение интервала времени, достаточного для ее удаления из этой емкости.
Способ осуществляют следующим образом. Газожидкостная смесь из эксплуатационных скважин поступает в сепаратор 1, где происходит отделение пластовой жидкости от газа. Это позволяет существенно снизить вероятность накопления жидкости в газопроводе-шлейфе 7 в процессе эксплуатации, а также снизить возможность гидратообразования в газосборном коллекторе. Тем не менее, для исключения гидратообразования в газосборный коллектор время от времени подают метанол.
Далее отсепарированный газ эжектируется потоком BMP в блоке струйных эжекционных насосов 2 (на схеме, для простоты понимания, изображен один насос). За счет эффекта эжекции высоконапорным потоком BMP, организованном в режиме рециркуляции, происходит снижение давления добываемого газа на входе в эжектор струйного насоса, т.е. устьевых давлений обводненных газовых скважин до значения, при котором происходит полный и непрерывный вынос газожидкостной смеси с их забоев.
Смесь продукций, получаемую в камере смешения струйного насоса, направляют в первую секцию 4 буллита 3, где за счет центробежных и гравитационных сил происходит отделение BMP от газа. Отсепарированный газ направляют для дальнейшей осушки на УКПГ. BMP из первой секции 4 буллита 3 с помощью центробежного насоса 6 повторно направляют в струйный эжекционный насос 2, и цикл повторяется. Создаваемое в этом цикле снижение давления на входе сепаратора 1 позволяет предотвратить «задавливание» слабых скважин сильными. Для компенсации уноса части BMP вместе с газом по шлейфу 7 осуществляют его периодическую подачу в первую секцию 4 буллита 3.
По мере накопления столба жидкости в насосно-компрессорных трубах эксплуатационных скважин их производительность падает, что фиксирует расходомер системы телемеханики газового промысла, установленный на устье каждой скважины (на фиг. не показан). Система телемеханики с АСУ ТП, выявляет скважины, которые требуют проведения специальных операций по значениям контролируемых параметров на их устье при достижении ими заданных технологическим регламентом значений. В этот момент АСУ ТП подает часть отсепарированного газа в затрубное пространство этих скважин из газопровода-шлейфа 7, через задвижку 11, линию 10 и ее ответвления к выбранным скважинам. Подачу газа по этим ответвлениям АСУ ТП осуществляет, открыв задвижки на их концах одновременно с задвижкой 11. Задвижки на концах ответвлений соединены патрубками с задвижками фонтанной арматуры, обеспечивающими доступ к затрубному пространству соответствующих им скважин. Это процедура вызывает двойной эффект: во-первых, дебит газа становится больше минимально допустимого, при котором выполняются условия выноса жидкости с забоя скважин; и, во-вторых, закачиваемый с поверхности отсепарированный газ, смешиваясь с пластовым газом, снижает его влагосодержание и препятствует накоплению конденсационной влаги на забое.
Дегазированную жидкость, собирающуюся в нижней части сепаратора 1, направляют во вторую секцию 5 буллита 3 и далее, обратно в газоносный пласт, на уровень ниже газоводяного контакта через поглощающую скважину. Таким образом с ее помощью решают проблему утилизации добытой воды и охраны окружающей среды.
Устройство, реализующее предлагаемый способ, представляет собой модульную эжекционную установку, предназначенную для размещения на кусте газодобывающих скважин, которая работает следующим образом.
Добываемая газожидкостная смесь, содержащая природный газ и пластовую жидкость, с забоя эксплуатационных скважин по насосно-компрессорным трубам поступает на поверхность (на устье эксплуатационной скважины). С устья скважины, через струнную задвижку добытая газожидкостная смесь поступает в сепаратор 1, где происходит отделение жидкой фазы от газа (см. фиг.). Выходящий из него отсепарированный газ «подхватывается» потоком BMP, нагнетаемым в блок струйных эжекционных насосов 2 с помощью центробежного насоса 6. Далее получаемая смесь BMP с газом направляется в первую секцию 4 буллита 3, где за счет центробежных и гравитационных сил происходит отделение BMP от газа. Отсепарированный газ отправляют по газопроводу-шлейфу 7 для дальнейшей осушки на УКПГ.
BMP из первой секции 4 буллита 3 с помощью центробежного насоса 6 снова направляют в струйный эжекционный насос 2, и далее, в ту же секцию 4, реализуя режим его рециркуляции с «подхватом» потока газа, поступающего от скважин, методом эжекции. Далее он отделяется от газа и снова направляется по тому же маршруту.
Часть отсепарированного газа из газопровода-шлейфа 7, по мере накопления столба жидкости в насосно-компрессорных трубах конкретных эксплуатационных скважин, периодически подают в затрубное пространство одной или нескольких эксплуатационных скважин через линию 10 и ее ответвления посредством дистанционно управляемой системой телемеханики (на фиг. не показана) задвижкой 11 и задвижками, установленными на концах соответствующих ответвлений от линии 10 и соединяющие их с затрубным пространством соответствующих скважин через их фонтанную арматуру. Указанную процедуру реализуют используя систему телемеханики газового промысла с АСУ ТП, выявляющей скважины, которые требуют проведения этой операции по значениям контролируемых на ее устье параметров.
Дегазированную жидкость из второй секции 5 буллита 3, через его нижний выход, направляют обратно в газоносный пласт ниже газоводяного контакта через поглощающую скважину. Скважину для сброса дегазированной жидкости выбирают из имеющихся в кусте с наименьшей производительностью и с максимальным удалением от забоев других скважин. В аварийных случаях предусмотрен сброс жидкости из буллита 3 в подземную емкость 8. Слив жидкости производят через выход из второй секции 5 буллита 3, выполненный в виде вертикального патрубка, на верху которого установлен поплавковый клапан 9, обеспечивающий аварийный сброс дегазированной жидкости. Сброс из буллита 3 происходит в случае повышения уровня жидкости в нем выше места установки поплавкового клапана 9. При достижении жидкостью в секции 5 буллита 3 определенного уровня, происходит поднятие клапана 9 и, соответственно, слив воды в подземную емкость 8. По мере снижения уровня жидкости клапан 9 постепенно закрывается.
Для предотвращения возможного замерзания воды в буллите 3 он помещен в термошкаф 12.
Применение предлагаемого способа эксплуатации газовых скважин на завершающем этапе разработки газовых месторождений позволяет увеличить дебит газовых скважин, обеспечить необходимую скорость потока для выноса жидкости с забоя скважины, предотвратить безвозвратные потери газа, увеличить коэффициент газоотдачи и снизить ущерб, наносимый окружающей среде.