СПОСОБ ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ С ЗАБОЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН С НИЗКИМ ГАЗОВЫМ ФАКТОРОМ В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ
PROCEDURE FOR LIFTING LIQUID FROM BOTTOMHOLE OF GAS CONDENSATE WELLS WITH LOW GAS FACTOR UNDER CONDITIONS OF ABNORMALLY LOW RESERVOIR PRESSURE

Изобретение относится к области добычи нефти, газа, и газового (углеводородного) конденсата, а именно к технологии подъема жидкости из скважин газоконденсатных месторождений с низким газовым фактором в условиях аномально низких пластовых давлений.
Известен способ ввода поверхностно-активного вещества - пенообразователя - в затрубное пространство скважины в виде растворов различной концентрации (1) (Временная инструкция по удалению жидкости из газовых и газоконденсатных скважин с помощью пенообразующих веществ. Ставрополь: СевКавНИИгаз, 1977, с.17). Ввод жидкого пенообразователя в скважину может осуществляется непрерывно или периодически. Непрерывная подача поверхностно-активного вещества осуществляется самотеком из емкости или используются различные насосные установки. Для периодической подачи жидких поверхностно-активных веществ в скважины применяются цементировочные агрегаты ЦА-100 или ЦА-320 или используется ингибиторная установка УИ-1.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому способу подъема жидкости с забоя газоконденсатных скважин с низким газовым фактором в условиях аномально низких пластовых давлений, является способ удаления жидкости с забоя скважин с использованием твердых пенообразователей (2) (авт.св. SU №1710705, кл. E21B 43/00; C09K 7/02, опуб. 07.02. 1992, Бюл. №5). При этом подача реагента производится в трубки. Для ввода твердых пенообразователей в скважину применяется специальное устройство - лубрикатор, который устанавливается на буферной задвижке. Использование данного способа упрощает ввод поверхностно-активных веществ в скважину и удешевляет стоимость одной скважино-операции.
Недостатком вышеприведенных способов является то, что они могут обеспечить эффективный подъем жидкости из скважин газовых месторождений, газоконденсатных месторождений с невысоким суточным притоком жидкости на забой (100-300 л), с содержанием углеводородного конденсата в жидком пластовом флюиде до 30% и с коэффициентом аномалии не ниже 0,4. При эксплуатации скважин в условиях падающей добычи углеводородного сырья, при аномально низких значениях давлений флюидов в продуктивных пластах, применение данных способов ввода поверхностно-активных веществ в скважины не всегда эффективно обеспечивает подъем жидкости.
Особо сложная техническая задача - принудительный подъем жидкости из скважин газоконденсатных месторождений с высоким содержанием углеводородного конденсата в пластовом флюиде. Фаза углеводородов в пластовой жидкости такой категории эксплуатационных скважин является пеногасителем. Последний разрушает газовую эмульсию в подвеске насосно-компрессорной трубы по градиенту «забой - устье скважины»; снижает эффективность подъема вплоть до остановки скважины.
Задачей настоящего изобретения является обеспечение эффективного подъема пластовых углеводородсодержащих жидкостей из газоконденсатных скважин с низким газовым фактором в условиях низких и аномально низких давлений в продуктивных пластах.
Сущность настоящего изобретения заключается в том, что предложенный способ подъема жидкости с забоя газоконденсатных скважин с низким газовым фактором в условиях аномально низких пластовых давлений, с помощью жидких и твердых пенообразователей, отличающийся тем, что обработку скважины производят путем раздельного одновременного воздействия на две зоны обработки двумя типами поверхностно-активных веществ: жидкими поверхностно активными веществами - в затрубное пространство скважины и твердыми поверхностно-активными веществами - в трубное пространство скважины, что соответствует критерию «новизна».
Технический результат при осуществлении данного способа подъема пластовых жидкостей из газоконденсатных скважин стал возможным благодаря установленному авторами эффекту синергизма, т.е. эффекта усиления действия одного поверхностно -активного вещества (жидкого поверхностно-активного вещества) при использовании другого поверхностно-активного вещества (твердого поверхностно-активного вещества). В предложенном способе обрабатываются две зоны скважины: затрубное пространство и фильтр скважины, т.е. зона наиболее интенсивного барботажа системы «газ-поверхностно-активное вещество-пластовая жидкость», а также одновременно обрабатывается и удаляется жидкость, находящаяся в насосно-компрессорных трубах. Предлагаемый нами технологический способ обработки скважины позволяет наиболее эффективно удалять пластовую жидкость из скважины.
Результаты промысловых испытаний способа представлены в таблице.
Результаты испытаний способа
№№ п/п
№№ скважин
Используемый ПАВ
Количество вводимого ПАВ, ед./л
Объем жидкости в скважине, л
Удаление жидкости из скважины, %
до обработки
после обработки
1.
69
ЖПАВ
50 л 20% р-р
700
600
14
ТПАВ
12
700
650
7
ЖПАВ+ТПАВ
50 л 10% р-р и 4 ед.
700
100
85
2.
22
ЖПАВ
50 л 20% р-р
500
450
10
ТПАВ
9
500
450
10
ЖПАВ+ТПАВ
50 л 10% р-р и 4 ед.
500
150
70
Результаты проведенных промысловых испытаний свидетельствуют о высокой эффективности предложенного способа, выразившейся в улучшении условий эксплуатации скважин. Это позволяет стабилизировать и увеличить добычу газа и конденсата, повысить эффективность разработки месторождений в целом.