СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ
GAS WELL OPERATING METHOD

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки, в частности к эксплуатации самозадавливающихся скважин, в которых скорость газового потока недостаточна для выноса жидкости с забоя.
На завершающей стадии разработки газовых месторождений пластовой энергии не хватает для обеспечения выноса скапливающейся на забое жидкости из скважины. Под воздействием все увеличивающего объема этой жидкости скважины останавливаются, так как энергии пласта и, соответственно, скорости газового потока недостаточно для выноса жидкости на поверхность. При достижении определенной высоты столба этой жидкости на забое газ из пласта не может преодолеть жидкостный барьер, и скважина самозадавливается, то есть глушится [Кустышев А.В. Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири. - М.: ООО «Газпром экспо», 2010. - 212 с.].
Для удаления жидкости с забоев газовых скважин применяются различные методы, такие как: продувка ствола скважины в атмосферу или газопровод; закачивание на забой жидких или твердых поверхностно-активных веществ; уменьшение диаметра лифтовой колонны; применение плунжерного лифта.
Известен способ эксплуатации газовых скважин, включающий отбор газа по кольцевому пространству и лифтовой колонне с ограничением отбора газа из кольцевого пространства путем дросселирования (патент РФ №345266, МПК: Е21В 43/00).
Недостатком известного способа эксплуатации газовых скважин является то, что для удаления жидкости с забоя необходимо периодически останавливать скважину.
Известен способ эксплуатации газовой скважины, при котором газовая скважина снабжена основной лифтовой колонной и концентрично размещенной в ней центральной лифтовой колонной с образованием кольцевого пространства между ними, торец центральной лифтовой колонны размещен ниже торца основной лифтовой колонны, а отбор газа осуществляют одновременно по центральной лифтовой колонне и кольцевому пространству, при этом отбор газа по центральной лифтовой колонне ведут с дебитом, в полтора раза превышающим дебит, необходимый для выноса жидкости из нее, а дебит газа по кольцевому пространству задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита, на пути потока из центральной лифтовой колонны устанавливают расходомерное устройство, на пути потока из кольцевого пространства устанавливают автоматический регулирующий клапан расхода газа, затем потоки объединяют и направляют на аналогичное расходомерное устройство, при этом электрические сигналы с расходомерного устройства потока центральной лифтовой колонны и расходомерного устройства объединенного потока направляют на контроллеры автоматического управляющего комплекса, с помощью которого анализируют полученные данные и подают команду на автоматический регулирующий клапан расхода газа, оптимизируя суммарный дебит скважины с учетом фильтрационных сопротивлений скважины и в соответствии с формулой
3
2
3
3
2
2
3
пл
у
где: q - рабочий дебит, тыс.м/сут; а - фильтрационный коэффициент, характеризующий степень загрязнения призабойной зоны, МПа⋅сут/тыс.м; b - фильтрационный коэффициент, характеризующий степень макрошероховатости горной породы, (МПа⋅сут/тыс.м); Θ - фильтрационный коэффициент, характеризующий гидравлические сопротивления потока газа в зависимости от конструкции скважины (МПа⋅сут)/тыс.м; Р - пластовое давление, МПа; Р - давление на устье, МПа; е - основание натурального логарифма; s - безразмерный коэффициент пересчета (патент РФ №2513942, Заявка: 2012130374/03 от 17.07.2012, МПК: Е21В 43/12 - прототип).
При реализации указанного способа газовую скважину снабжают основной лифтовой колонной и концентрично размещенной в ней центральной лифтовой колонной с образованием кольцевого пространства между ними. Торец центральной лифтовой колонны размещают ниже торца основной лифтовой колонны, а отбор газа осуществляют одновременно по центральной лифтовой колонне и кольцевому пространству. При этом отбор газа по центральной лифтовой колонне ведут с дебитом, в полтора раза превышающим дебит, необходимый для выноса жидкости из нее, а дебит газа по кольцевому пространству задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита. На пути потока из центральной лифтовой колонны устанавливают расходомерное устройство, на пути потока из кольцевого пространства устанавливают автоматический регулирующий клапан расхода газа. Затем потоки объединяют и направляют на аналогичное расходомерное устройство, при этом электрические сигналы с расходомерного устройства потока центральной лифтовой колонны и расходомерного устройства объединенного потока направляют на контроллеры автоматического управляющего комплекса, с помощью которого анализируют полученные данные и подают команду на автоматический регулирующий клапан расхода газа, оптимизируя суммарный дебит скважины с учетом фильтрационных сопротивлений скважины и в соответствии с указанным выше аналитическим выражением.
Основным недостатком такого способа является то, что предполагается поддерживать суммарный дебит и дебит по центральной лифтовой колонне на определенном уровне при помощи одного автоматического регулирующего клапана, расположенного на линии межколонного пространства. Автоматическое поддержание дебита центральной лифтовой колонны на требуемом уровне приведет к существенным отклонениям суммарного дебита скважины от рабочего. Так, например, для увеличения дебита по центральной лифтовой колонне требуется уменьшить степень открытия автоматического регулирующего клапана расхода газа, что приведет к уменьшению суммарного дебита, и наоборот. Таким образом, осуществление такого способа регулирования приведет к нестабильности суммарного дебита скважины.
Задача создания изобретения заключается в обеспечении непрерывного удаления жидкости из стволов газовых скважин с целью устранениях условий их самозадавливания с обеспечением возможности регулирования и автоматического поддержания на заданном уровне суммарного дебита скважины.
Решение указанной задачи достигается тем, что в предложенном способе эксплуатации газовой скважины, основанном на размещении внутри основной лифтовой колонны газовой скважины дополнительной центральной лифтовой колонны меньшего диаметра с образованием межколонного кольцевого пространства между двумя лифтовыми колоннами, причем отбор газа осуществляют одновременно по центральной лифтовой колонне и межколонному кольцевому пространству, при этом отбор газа по центральной лифтовой колонне ведут с дебитом, превышающим дебит, необходимый для выноса жидкости, а дебит газа по кольцевому пространству задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита, при этом на пути потока из центральной лифтовой колонны устанавливают расходомерное устройство, а на пути потока из кольцевого пространства устанавливают автоматический регулирующий клапан расхода газа, после чего потоки объединяют в линию комбинированного потока и направляют на автоматический регулирующий клапан расхода газа и на расходомерное устройство, при этом электрические сигналы с расходомерного устройства потока центральной лифтовой колонны и расходомерного устройства объединенного потока направляют на контроллеры автоматического управляющего комплекса, с помощью которого анализируют полученные данные и подают команды на автоматические регулирующие клапаны расхода газа для изменения их степени открытия, тем самым обеспечивая поддержание требуемого дебита по центральной лифтовой колонне и поддержание заданного суммарного дебита скважины, согласно изобретению регулирование суммарного дебита скважины осуществляют при помощи автоматического регулирующего клапана, который устанавливают по линии комбинированного потока, при этом обеспечивают возможность автономного автоматического регулирования суммарного дебита скважины вне зависимости от регулирования дебита по центральной лифтовой колонне.
В варианте применения способа отбор газа по центральной лифтовой колонне ведут с дебитом, превышающим на 5-15% дебит, необходимый для выноса жидкости из нее.
Техническим результатом заявляемого изобретения является оптимизация режима работы газовой скважины на этапе падающей добычи, позволяющая эксплуатировать скважину без остановок и продувок, обеспечивая постоянное удаление жидкости с забоя и поддерживая заданный суммарный дебит газа.
Сущность изобретения иллюстрируется на фиг. 1, где изображена пневмогидравлическая схема обвязки скважины с применением оборудования, необходимого для обеспечения постоянного удаления жидкости с забоя скважины и поддержания заданного суммарного дебита газа.
Предложенный способ может быть реализован при помощи скважины, имеющей следующее оборудование.
Скважина состоит из основной лифтовой колонны 1, концентрично размещенной в ней центральной лифтовой колонны 2 с образованием кольцевого пространства 3 между ними. Скважина оборудована фонтанной арматурой 4, включающей, в частности, трубопроводы 5, 6 устьевой обвязки. Трубопровод устьевой обвязки (линия МКП) 5 соединен с кольцевым пространством 3. Трубопровод устьевой обвязки 6 (линия ЦЛК) соединен с трубным пространством центральной лифтовой колонны 2. Трубопроводы устьевой обвязки 5 и 6 объединяются друг с другом, образуя линию комбинированного потока (линия КП) 7. На линии ЦЛК расположены автоматические приборы контроля давления и температуры 8, фильтр песка 9, расходомерное устройство 10. На линии МКП расположены автоматические приборы контроля давления и температуры 8, автоматический регулирующий клапан расхода газа (АРКГ) 11. На линии КП расположены автоматические приборы контроля давления и температуры 8, автоматический регулирующий клапан расхода газа (АРКГ) 12 и расходомерное устройство 13.
Скважина снабжена автоматическим управляющим комплексом (АУК) 14. На вход АУК 14 поступают электрические сигналы от расходомерных устройств 10 и 13 и от автоматических приборов контроля давления и температуры 8. АУК 14 анализирует поступающие сигналы, вычисляет оптимальный дебит ЦЛК, необходимый для выноса капельной жидкости, и управляет работой АРКРГ 11 и 12, изменяя расход через линию МКП 5 и линию КП 6.
Предложенный способ может быть реализован следующим образом.
Все автоматические приборы контроля давления температуры и расхода, а также АРКГ 10 и 11 объединяются в модуль. Работа модуля заключается в поддержании дебита газа по ЦЛК и КП на уровне, обеспечивающем бесперебойную работу скважины и предотвращающем самозадавливание из-за образования водяных и песчаных пробок внутри скважины.
Газ из центральной лифтовой колонны скважины поступает в линию ЦЛК 6. Далее проходит через фильтр 9, через расходомерное устройство 10 и поступает в линию КП 7.
Газ из межколонного пространства скважины поступает в линию МКП 5, проходит через АРКРГ 11 и затем поступает в линию КП 7, где объединяется с потоком из линии ЦЛК 6.
По линии КП 7 газ проходит через АРКРГ 12 и расходомерное устройство 13 и далее поступает в газосборный коллектор.
Регулирование дебита ЦЛК производится при помощи АРКРГ 11, расположенного на линии МКП 5, исходя из показаний расходомерного устройства 10, расположенного на линии ЦЛК.
Регулирование дебита КП производится при помощи АРКРГ 12, расположенного на линии КП 7, исходя из показаний расходомерного устройства 13, расположенного на линии КП 7.
При увеличении степени открытия АРКРГ 11 дебит ЦЛК уменьшается, а при уменьшении степени открытия - увеличивается. При увеличении степени открытия АРКРГ 12 дебит КП увеличивается, а при закрытии - уменьшается.
Оптимальный дебит ЦЛК рассчитывается АУК 14 модуля исходя из условий выноса капельной жидкости из ствола скважины, а дебит КП задается исходя из технологических и производственных требований эксплуатирующей организации.
Использование предложенного технического решения позволит обеспечить непрерывное удаление жидкости из ствола газовой скважины с целью устранениях условий ее самозадавливания с обеспечением регулирования суммарного дебита скважины, что, в конечном итоге, позволит оптимизировать режим работы газовой скважины на этапе падающей добычи и позволит эксплуатировать скважину без остановок и продувок, обеспечивая постоянное удаление жидкости с забоя и поддерживая заданный суммарный дебит газа.