СПОСОБ ОСВОЕНИЯ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ БЕЗ ПАКЕРА В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО-НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ
DEVELOPMENT METHOD OF GAS WELL WITHOUT PACKER IN CONDITIONS OF ABNORMALLY LOW FORMATION PRESSURES

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к освоению газовых скважин в условиях аномально-низких пластовых давлений - АНПД, особенно в условиях пониженных пластовых давлений с коэффициентом аномальности ниже 0,2.
Известен способ освоения скважин, включающий замену жидкости глушения на облегченную жидкость, вызов притока, отработку скважины на факел [Патент РФ №2109934].
Недостатком этого способа является низкая эффективность вызова притока из скважин в условиях АНПД и невозможность его вызова при коэффициенте аномальности ниже 0,2.
Известен способ освоения скважин, включающий замену жидкости глушения на облегченную жидкость, подачу газа высокого давления в гибкую трубу - ГТ колтюбинговой установки, вызов притока, отработку скважины на факел [Патент РФ №2235868].
Недостатком этого способа является низкая эффективность вызова притока из скважин в условиях АНПД и невозможность его вызова при коэффициенте аномальности ниже 0,2.
Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении надежности и эффективности освоения газовых скважин в условиях АНПД при коэффициенте аномальности ниже 0,2.
Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в обеспечении возможности вызова притока из пласта газовой скважины без пакера в условиях АНПД с коэффициентом аномальности ниже 0,2 и в сокращении времени ее освоения.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что при освоении скважины в условиях АНПД газ от эксплуатационных скважин подают на дожимную компрессорную станцию - ДКС, где газ компримируют до давления 5,0-5,5 МПа, после ДКС газ подают на установку комплексной подготовки газа - УКПГ, где газ очищают от механических примесей и воды, и под давлением 3,0-4,0 МПа газ подают на кустовую площадку осваиваемой скважины и далее - в бустерную установку, в которую одновременно закачивают техническую воду, полученную газожидкостную смесь компримируют до величины 7,0-10,0 МПа, после чего газожидкостную смесь направляют в сепаратор, где осуществляют разделение газожидкостной смеси на газ высокого давления и жидкость, жидкость направляют в насосную установку, а газ высокого давления подают на эжектор, на который одновременно подают пенообразующую жидкость - ПОЖ, полученную на эжекторе аэрированную пенообразующую жидкость - АПОЖ подают в ГТ колтюбинговой установки, которую спускают в трубное пространство скважины с остановками через каждые 50-100 м, на каждой ступени углубления ГТ подачу ПОЖ на эжектор прекращают, а газ высокого давления подают в ГТ, минуя эжектор, выдавливая жидкость глушения и АПОЖ на дневную поверхность и осуществляя продувку скважины до получения притока газа из продуктивного пласта, после углубления ГТ на 200-300 м одновременно с подачей в нее АПОЖ осуществляют подачу в затрубное пространство осваиваемой скважины газа от УКПГ давлением 3,0-4,0 МПа, после получения притока газа скважину отрабатывают до момента вывода ее на технологический режим, после чего ГТ извлекают из скважины, а скважину вводят в эксплуатацию.
На чертеже приведена схема для реализации данного способа.
Способ реализуется следующим образом.
Газ низкого давления величиной 0,8-1,0 МПа от эксплуатационной скважины 1 по трубопроводу 2 подают в ДКС, где его компримируют до величины давления 5,0-5,5 МПа, после ДКС газ подают на УКПГ, где газ очищают от механических примесей и осушают от воды, и под давлением 3,0-4,0 МПа газ по трубопроводу 3 подают на кустовую площадку осваиваемой скважины и далее - в бустерную установку 4, одновременно в нее из насосной установки 5 по трубопроводу 6 подают техническую воду, в зимнее время - метанольную воду или водный раствор хлоридов калия, кальция или натрия. В бустерной установке 4 газ и техническую воду смешивают, образуя газожидкостную смесь, газожидкостную смесь компримируют до давления 7,0-10,0 МПа, превышающее текущее пластовое давление, газожидкостную смесь высокого давления подают по трубопроводу 7 в сепаратор 8. Здесь проводят разделение газожидкостной смеси на жидкую и газовую среды. Жидкость из сепаратора 8 по трубопроводу 9 вновь направляют в насосную установку 5 для повторного использования, а газ высокого давления величиной 7,0-10,0 МПа подают по трубопроводу 10 на эжектор 11. Одновременно на эжектор 11 от насосной установки 12 по трубопроводу 13 подают ПОЖ, в зимнее время - незамерзающую пенообразующую жидкость - НПОЖ. В качестве ПОЖ можно использовать техническую воду с ОП-10 или техническую воду с сульфанолом. В качестве НПОЖ можно использовать водный раствор хлорида кальция или другой соли с ОП-10 или с сульфанолом. Затем полученную на эжекторе 11 АПОЖ по трубопроводу 14 подают в ГТ 15 колтюбинговой установки 16 и далее - в кольцевой зазор 17 между ГТ 15 и лифтовой колонной 18 осваиваемой скважины 19. ГТ 15 спускают в лифтовую колонну 18 ступенчато с остановками по 50-100 м на каждой ступени, с одновременной подачей по ней АПОЖ, которая вытесняет жидкость глушения, находящуюся в осваиваемой скважине 19, через кольцевой зазор 17 по выкидной линии 20 и трубопроводу 21 в емкость 22 для сбора жидкости глушения. На каждой ступени углубления ГТ 15 подачу ПОЖ на эжектор 11 прекращают, а газ высокого давления подают в ГТ 15 по байпасу 23, минуя эжектор 11, выдавливая жидкость глушения и АПОЖ на дневную поверхность и осуществляя продувку осваиваемой скважины 19. После углубления ГТ 15 на 200-300 м одновременно с подачей в ГТ 15 АПОЖ осуществляют подачу газа от УКПГ давлением 3,0-4,0 МПа по байпасному трубопроводу 24 в затрубное пространство 25 осваиваемой скважины 19, образованное между лифтовой 18 и эксплуатационной 26 колоннами, облегчая вызов притока из продуктивного пласта 27.
После получения притока газа осваиваемую скважину 19 отрабатывают до момента вывода ее на технологический режим через выкидную 20 и факельную 28 линии, после чего ГТ 15 извлекают из осваиваемой скважины 19, а осваиваемую скважину 19 вводят в эксплуатацию.
Подачу газа на бустерную установку 4 от ДКС, а не от соседней эксплуатационной скважины 1 необходимо осуществлять для создания требуемой при освоении скважины 19 производительности бустерной установки 4, которую соседняя эксплуатационная скважина 1 из-за низкого пластового давления, равного 0,8-1,0 МПа, обеспечить не может.
Вытеснение жидкости глушения через кольцевой зазор 17 осуществляют по причине отсутствия связи затрубного пространства 25 осваиваемой скважины 19 с выкидной 20 и факельной 28 линиями.
Подачей газа в затрубное пространство 25 осваиваемой скважины 19 обеспечивается вытеснение жидкости глушения из затрубного пространства 25 в лифтовую колонну 18 без ее продавливания в продуктивный пласт 27, без его загрязнения и ухудшения условий освоения этой скважины 19. В случае подачи газа до глубины спуска ГТ 15 менее 200-300 м высока вероятность, как показывает практика вызова притока из газовых скважинах Вынгапуровского месторождения, продавливания и поглощения жидкости глушения продуктивным пластом 27.
Подача газа в затрубное пространство 25 осваиваемой скважины 19 от УКПГ с давлением, более низким, чем от сепаратора 8, объясняется необходимостью подачи в затрубное пространство 25 осваиваемой скважины 19 газа с большим расходом, нежели может обеспечить бустерная установка 4 и пропустить через себя сепаратор 8.
В случае отсутствия выноса жидкости глушения на дневную поверхность, что возможно при поглощении жидкости глушения продуктивным пластом 27, ГТ 15 приподнимают и продолжают подавать в нее газ высокого давления. Приподъем ГТ 15 осуществляют до восстановления выхода жидкости глушения из осваиваемой скважины 19 на дневную поверхность.
В связи с низкими пластовыми давлениями не допускается продавливание жидкости глушения в продуктивный пласт 27.
В связи с наличием в приустьевой зоне осваиваемой скважины 19 многолетне-мерзлых пород и низких температурах окружающего воздуха в зимний период при освоении скважины для подогрева технической воды и ПОЖ, а также наземного и устьевого оборудования применяют пароподогревательную установку 29.
Пример реализации заявляемого способа на скважине №127 Вынгапуровского месторождения.
Газ от эксплуатационной скважины с давлением 0,8 МПа подавали в ДКС, где он компримировался до давления 5,0 МПа. После чего газ подавали на УКПГ, где он осушался от жидкости и очищался от механических примесей. После этого газ под давлением 3,5 МПа, предельно допустимом давлении данного трубопровода, подавался по трубопроводу на кустовую площадку и далее - в бустерную установку, одновременно в нее из насосной установки по трубопроводу подавалась техническая вода. В бустерной установке газ и техническая вода смешивались, образовывалась газожидкостную смесь, смесь компримировалась до давления 9,0 МПа, превышающее текущее пластовое давление в осваиваемой скважине. Газожидкостную смесь высокого давления подавали в сепаратор. Здесь проводили разделение газожидкостной смеси на жидкую и газовую среды. Жидкость из сепаратора вновь направлялась через емкость в насосную установку, а газ высокого давления величиной 9,0 МПа подавали на эжектор. Одновременно на эжектор подавали ПОЖ. Затем АПОЖ, полученную при смешивании газа высокого давления и ПОЖ, подавали в ГТ колтюбинговой установки и далее - в кольцевой зазор, находящийся между ГТ и лифтовой колонной осваиваемой скважины. Циркуляцию через ГТ и кольцевой зазор осуществляли для обеспечения большей скорости восходящего потока и облегчения вытеснения жидкости глушения, а затем и АПОЖ. При этом затрубное пространство осваиваемой скважины было специально перекрыто с помощью задвижки и не сообщалось с выкидной и факельной линиями. ГТ спускали во внутреннюю полость лифтовой колонны, в трубное пространство скважины, ступенчато с остановками через каждые 100 м. В процессе спуска ГТ, подаваемая в скважину АПОЖ, вытесняла находящуюся в скважине жидкость глушения на дневную поверхность в емкость для сбора жидкости глушения. Через каждые 100 м осуществляли продувку скважины, приостанавливая подачу ПОЖ на эжектор и подавая в скважину газ высокого давления минуя эжектор, выдавливая АПОЖ на дневную поверхность. После углубления ГТ на 300 м одновременно с подачей в ГТ АПОЖ осуществляли подачу газа от УКПГ в затрубное пространство осваиваемой скважины через байпасный трубопровод, соединяющий трубопровод от УКПГ с затрубным пространством осваиваемой скважины.
После получения притока газа осваиваемую скважину отрабатывали до момента вывода ее на технологический режим через выкидную и факельную линии. Затем ГТ извлекали из осваиваемой скважины, после чего осваиваемую скважину ввели в эксплуатацию.
Предлагаемый способ обеспечивает надежное освоение газовой скважины без пакера в условиях АНПД при коэффициенте аномальности ниже 0,2. При этом сокращается продолжительность и стоимость работ по освоению скважины и обеспечивается противопожарная и противофонтанная безопасность технологического процесса.
За счет ступенчатого вытеснения жидкости глушения из скважины она не проникала в пласт и не загрязняла его, сохраняя фильтрационно-емкостные свойства пласта.
За счет ступенчатой продувки скважины и дополнительной подачи газа в затрубное пространство осуществляется более плавный, более «щадящий» и более легкий вызов притока газа из продуктивного пласта.