СПОСОБ УДАЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ ГЛУШЕНИЯ ИЗ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ ПРИ ПЛАСТОВОМ ДАВЛЕНИИ НИЖЕ ГИДРОСТАТИЧЕСКОГО
METHOD FOR REMOVAL OF KILLING LIQUID FROM GAS WELL AT FORMATION PRESSURE BELOW HYDROSTATIC PRESSURE

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу удаления жидкости глушения из газовой скважины при пластовом давлении ниже гидростатического.
Известен способ удаления жидкости глушения из газовой скважины при пластовом давлении ниже гидростатического, описанный в способе освоения газовой скважины в условиях аномально низкого пластового давления (см. патент РФ №2455477 от 07.02.2011, опубл. 10.07.2012), включающий спуск гибкой трубы во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб до забоя скважины, подачу газа в затрубное пространство скважины с удалением жидкости глушения на дневную поверхность. Спуск гибкой трубы осуществляют с подачей в нее пенной системы и остановками через каждые 50-100 м, во время которых подают в гибкую трубу газ высокого давления. Подачу газа в затрубное пространство осуществляют по достижении гибкой трубой забоя скважины от мобильной компрессорной установки. Одновременно в гибкую трубу подают газ высокого давления от бустерной установки. Удаление жидкости глушения осуществляют по кольцевому пространству, образованному гибкой трубой и насосно-компрессорными трубами.
Недостатком способа является низкая эффективность удаления жидкости глушения из газовой скважины при пластовом давлении ниже гидростатического. Подача пенной системы в гибкую трубу, вытеснение порции жидкости глушения и пенной системы газом высокого давления во время остановок предполагают большой расход газа. Для повышения давления газа используют мобильную компрессорную и бустерную установки, создание пены также требует дополнительного оборудования, что усложняет технологическую схему удаления жидкости глушения и как следствие увеличивает энергозатраты. По достижении гибкой трубой забоя скважины в затрубном пространстве остается жидкость глушения, газа, вырабатываемого бустерной установкой, недостаточно для ее удаления, в связи с чем в затрубное пространство подают газ от мобильной компрессорной установки, что увеличивает расход газа. Для удаления жидкости глушения по кольцевому пространству также требуется большой расход газа.
Наиболее близким является способ удаления жидкости глушения из газовой скважины при пластовом давлении ниже гидростатического, описанный в способе освоения газовой скважины без пакера в условиях аномально-низких пластовых давлений (см. патент РФ №2399756 от 16.06.2009, опубл. 20.09.2010), включающий спуск гибкой трубы во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб до забоя скважины, подачу газа в затрубное пространство скважины с удалением жидкости глушения на дневную поверхность. Спуск гибкой трубы осуществляют с подачей в нее аэрированной пенообразующей жидкости (АПОЖ) и остановками через каждые 50-100 м, во время которых подают в гибкую трубу газ высокого давления. Подачу газа в затрубное пространство осуществляют после углубления гибких труб на 200-300 м от установки комплексной подготовки газа. Удаление жидкости глушения осуществляют по кольцевому пространству, образованному гибкой трубой и насосно-компрессорными трубами.
Недостатком способа является низкая эффективность удаления жидкости глушения из газовой скважины при пластовом давлении ниже гидростатического. Перед подачей в скважину газ компримируют, очищают, дожимают на бустерной установке, готовят аэрированную пенообразующую жидкость, что требует дополнительного оборудования и повышает энергозатраты. Подача АПОЖ в гибкую трубу, вытеснение порции жидкости глушения и АПОЖ газом высокого давления во время остановок требует большого расхода газа. АПОЖ обладает большей плотностью по сравнению с газом, что создает дополнительное давление на забой и может привести к проникновению жидкости глушения в пласт. Подача газа в затрубное пространство возможна только после углубления гибкой трубы на 200-300 м, потому что газ подают от установки комплексной подготовки газа, что создает дополнительное противодавление на пласт. Удаление жидкости глушения по кольцевому пространству требует большого расхода газа.
Технический результат заключается в повышении эффективности удаления жидкости глушения из газовой скважины при пластовом давлении ниже гидростатического за счет непрерывности удаления жидкости глушения по гибкой трубе, уменьшения расхода газа и энергозатрат.
Технический результат достигается тем, что спускают гибкую трубу во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб до забоя скважины, подают газ в затрубное пространство скважины с удалением жидкости глушения на дневную поверхность.
Новым является то, что подачу газа в затрубное пространство скважины осуществляют с одновременной подачей газа в пространство между гибкой трубой и насосно-компрессорными трубами непосредственно из шлейфа этой же скважины. Причем подачу газа осуществляют при достижении гибкой трубой уровня жидкости глушения. Спуск гибкой трубы осуществляют непрерывно. От уровня жидкости глушения до забоя скважины гибкую трубу спускают со скоростью, рассчитанной по формуле
сп
где w - скорость спуска гибкой трубы, м/ч;
г
3
Q - минимально необходимый расход газа, обеспечивающий удаление жидкости глушения на дневную поверхность, определяемый по формуле, м/ч
4
где K - коэффициент устойчивого режима удаления жидкости глушения, равный 6·10;
d - внутренний диаметр гибкой трубы, м;
г
2
Р - давление газа, подаваемого в скважину, равное давлению в шлейфе, кгс/см;
скв
Н - глубина скважины, м;
ж.гл.
3
ρ - плотность жидкости глушения, кг/м;
D - внутренний диаметр обсадной трубы, м.
Удаление жидкости глушения осуществляют по гибкой трубе.
На фигуре представлена принципиальная технологическая схема способа удаления жидкости глушения из газовой скважины при пластовом давлении ниже гидростатического.
После проведения капитального ремонта скважина заполнена жидкостью глушения. При пластовом давлении ниже гидростатического во время удаления жидкости глушения высока вероятность поступления ее в продуктивный пласт, что затруднит дальнейшее освоение скважины.
Во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб 1 (см. фиг.) спускают гибкую трубу 2 колтюбинговой установки 3. Поскольку в скважине пластовое давление ниже гидростатического, для предотвращения увеличения противодавления на пласт, в затрубное пространство скважины 4 и в пространство между гибкой трубой и насосно-компрессорными трубами 5 подают газ из шлейфа 6 этой же скважины. Подачу газа начинают при достижении гибкой трубой уровня жидкости глушения. Газ, подаваемый в скважину, обладает низкой плотностью.
Подача газа в скважину из шлейфа 6 не предусматривает использование дополнительного оборудования, необходимого для повышения давления газа, что уменьшает энергозатраты. Одновременная подача газа в указанные пространства обеспечивает равномерное снижение уровня жидкости глушения. Для обеспечения непрерывного подъема газожидкостной смеси, образующейся в гибкой трубе 2, на дневную поверхность рассчитывают минимально необходимый расход газа по формуле
г
3
где Q - минимально необходимый расход газа, обеспечивающий удаление жидкости глушения на дневную поверхность, м/ч;
4
K - коэффициент устойчивого режима удаления жидкости глушения, равный 6·10;
d - внутренний диаметр гибкой трубы, м;
г
2
Р - давление газа, подаваемого в скважину, равное давлению в шлейфе, кгс/см.
<mrow><msub><mi>v</mi><mi>г</mi></msub><mo>=</mo><mfrac><mrow><mn>21,2</mn></mrow><mrow><msqrt><mrow><msub><mi>P</mi><mi>Г</mi></msub></mrow></msqrt></mrow></mfrac></mrow>
<mrow><msub><mi>Q</mi><mi>г</mi></msub><mo>=</mo><mn>3600</mn><mo>⋅</mo><mfrac><mrow><mn>21,2</mn></mrow><mrow><msqrt><mrow><msub><mi>P</mi><mi>Г</mi></msub></mrow></msqrt></mrow></mfrac><mo>⋅</mo><mn>0,785</mn><mo>⋅</mo><msup><mi>d</mi><mn>2</mn></msup><mo>⋅</mo><msub><mi>P</mi><mi>г</mi></msub></mrow>
<mrow><msub><mi>Q</mi><mi>г</mi></msub><mo>=</mo><mi>K</mi><mo>⋅</mo><msup><mi>d</mi><mn>2</mn></msup><mo>⋅</mo><msubsup><mi>P</mi><mi>г</mi><mrow><mn>0,5</mn></mrow></msubsup></mrow>
3
Введение в формулу коэффициента устойчивого режима удаления жидкости глушения, позволяет рассчитать минимально необходимый расход газа, обеспечивающий работу в режиме «реверса», когда скорость восходящего потока газожидкостной смеси обеспечивает вынос жидкости глушения. Коэффициент получен расчетным путем с учетом скорости газа и конструктивных параметров гибкой трубы. Скорость газа определяется выражением
, м/с. Минимально необходимый расход газа при этом составляет
, м/ч. Преобразование формулы позволяет выделить вышеуказанный коэффициент и представить формулу в виде
.
Использование газа низкого давления из шлейфа и малое проходное сечение гибкой трубы 2 позволяют уменьшить величину расхода газа.
Подачу газа обеспечивают через расходомер 7.
Спуск гибкой трубы осуществляют непрерывно. От уровня жидкости глушения до забоя скважины гибкую трубу спускают со скоростью, рассчитанной по формуле
сп
где w - скорость спуска гибкой трубы, м/ч,
г
3
Q - минимально необходимый расход газа, обеспечивающий удаление жидкости глушения на дневную поверхность, м/ч;
скв
Н - глубина скважины, м;
ж.гл.
3
ρ - плотность жидкости глушения, кг/м;
D - внутренний диаметр обсадной трубы, м.
Скорость спуска гибкой трубы 2 должна обеспечивать формирование газожидкостной смеси определенной плотности, при движении которой по гибкой трубе 2 потери давления меньше давления подаваемого газа. Непрерывный спуск гибкой трубы позволяет уменьшить давление на забой скважины.
Рассчитанные скорость спуска гибкой трубы 2 и минимально необходимый расход газа определяют режим, обеспечивающий непрерывное удаление жидкости глушения. При достижении гибкой трубой 2 забоя скважины жидкость глушения будет удалена полностью. Удаление жидкости глушения осуществляют по гибкой трубе 2. Газожидкостную смесь направляют в сепаратор 8 для разделения на газовую и жидкую фазу. Жидкость из сепаратора 8 собирают в емкости 9 и утилизируют. Газ из сепаратора 8 направляют на факельную установку.
Сущность заявляемого способа поясняется следующим примером.
3
2
2
В газовой скважине после капитального ремонта уровень жидкости глушения плотностью 1000 кг/м составляет 462 м. Пластовое давление 42 кгс/см. Давление газа в шлейфе скважины 11 кгс/см. Внутренний диаметр обсадной колонны 0,206 м.
Для удаления жидкости глушения в насосно-компрессорную трубу скважины спускают гибкую трубу колтюбинговой установки с внутренним диаметром 0,03 м.
Рассчитывают минимально необходимый расход газа, обеспечивающий удаление жидкости глушения на дневную поверхность
г
3
где Q - минимально необходимый расход газа, обеспечивающий удаление жидкости глушения на дневную поверхность, м/ч;
4
K - коэффициент устойчивого режима удаления жидкости глушения, равный 6·10;
d - внутренний диаметр гибкой трубы, м;
г
2
P - давление газа, подаваемого в скважину, равное давлению в шлейфе, кгс/см.
При достижении гибкой трубой уровня жидкости глушения с рассчитанным расходом подают газ из шлейфа скважины одновременно в затрубное пространство скважины и в пространство между гибкой трубой и насосно-компрессорными трубами.
От уровня жидкости глушения до забоя скважины гибкую трубу спускают со скоростью, рассчитанной по формуле
сп
где w - скорость спуска гибкой трубы, м/ч,
скв
H - глубина скважины, м;
ж.гл.
3
ρ - плотность жидкости глушения, кг/м;
D - внутренний диаметр обсадной трубы, м.
Жидкость глушения удаляют по гибкой трубе непрерывно газовым потоком на дневную поверхность. При достижении гибкой трубы забоя скважины жидкость глушения полностью удалена.
Газожидкостную смесь направляют в сепаратор, где она разделяется на газовую и жидкую фазы, жидкость собирают в емкости, а газ направляют на факел.
Общее время удаления жидкости глушения составило
3
При этом затрачено 680,58 м газа, способ реализован без привлечения дополнительного оборудования для повышения давления газа, в процессе выполнения работ поступление жидкости глушения в пласт не зафиксировано.