Способ удаления конденсата или жидкости глушения из заглушенной газовой скважины, способ эксплуатации газовой скважины и профилактики ее "самоглушения" и забойное устройство для их осуществления
METHOD FOR REMOVING CONDENSATE OR WELL KILLING FLUID FROM A PLUGGED GAS WELL, A METHOD FOR OPERATING A GAS WELL AND PREVENTING ITS “SELF-PLUGGING” AND A DOWNHOLE DEVICE FOR THEIR IMPLEMENTATION

Изобретение относится к разработке газовых и газоконденсатных месторождений, а именно: к способу удаления нежелательной жидкости, накапливающейся в газовой скважине в процессе эксплуатации, например, газоконденсата, приводящей к снижению дебитов газа и даже «самоглушению» скважины, к способу эксплуатации газовой скважины и профилактики ее «самоглушения», к способу освоения газовой скважины после глушения, а также к забойному устройству для осуществления указанных способов.
Аналогом предлагаемого способа удаления жидкости из газовой скважины, склонной к «самоглушению» и предлагаемого способа эксплуатации газовой скважины и профилактики ее «самоглушения» является способ эксплуатации обводненных газовых скважин (патент РФ №2484239, оп. 10.06.2013 [1]), включающий перфорацию эксплуатационной колонны ниже уровня текущего газоводяного контакта; спуск в скважину дополнительной колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) малого диаметра с компоновкой забойного оборудования, спускаемого ниже эксплуатируемого интервала, состоящей из пакера, служащего для разобщения внутреннего пространства эксплуатационной колонны, заполненного газом и заполненного водой, рабочей камеры, предназначенной для накопления конденсирующейся на забое жидкости; осуществление подачи газа высокого давления в колонну насосно-компрессорных труб малого диаметра от установленного на дневной поверхности компрессора или скважины-донора с устьевым давлением выше гидростатического давления на абсолютной гипсометрической отметке, соответствующей расположению технологических отверстий скважины-приемника, более чем на 10 атм; продавку газом избыточного давления конденсирующейся на забое и накапливающейся в рабочей камере жидкости в водонасыщенный интервал, расположенный ниже эксплуатационного продуктивного интервала. Принцип действия заключается в периодическом вытеснении в водонасыщенный интервал коллектора (подпакерное пространство) жидкости, скапливающейся в рабочей камере, избыточным давлением газа, которое создается компрессорной установкой и передается в рабочую камеру через внутреннее пространство НКТ малого диаметра.
Способ [1] недостаточно технологичен, так как изменение конструкции скважины - перфорация эксплуатационной колонны ниже уровня текущего газоводонефтяного контакта в водонасыщенный интервал залежи в дальнейшем осложнит переход на нижележащий продуктивный горизонт и исключит альтернативные способы эксплуатации объекта без ремонта колонны. Эксплуатация скважины таким способом с большой вероятностью в скором времени приведет к загрязнению каналов перфорации и пористой среды призабойной зоны пласта (ПЗП) принимающего водонасыщенного горизонта, что потребует весьма сложных работ по демонтажу системы и по декольматации. На устье для обслуживания скважины на постоянной основе необходимо иметь сепаратор и компрессор, причем компрессор для своего привода требует наличия постоянного источника электроэнергии, в то время как большинство газовых скважин не обустроены трансформатором и линией подачи энергии.
Также недостаток способа [1] заключается в его сложности, обусловленной в том числе применением сложного забойного оборудования, включая дополнительную колонну насосно-компрессорных труб малого диаметра. Монтаж коаксильной компоновки приводит к удорожанию конструкции, а также устьевой арматуры.
Прототипом предлагаемого способа удаления жидкости из газовой скважины, склонной к «самоглушению», и предлагаемого способа эксплуатации газовой скважины и профилактики ее «самоглушения» является способ эксплуатации скважин на завершающем этапе разработки газовых залежей (патент РФ №2733585, оп. 05.10.2020 [2]), включающий подачу газа с поверхности с помощью мобильной компрессорной установки (МКУ) под башмак лифтовой колонны с накопленной жидкостью, причем внутри лифтовой колонны устанавливают диспергаторные устройства в виде колец с конусообразной поверхностью через каждые 200-300 м от башмака, при этом высота кольца диспергатора составляет 3-9 мм, ширина - 11-41 мм, угол конусности конфузора - 70-90°, угол конусности диффузора - 30-60°, внешний диаметр кольца диспергатора равен внутреннему диаметру лифтовой колонны, а отношение внутреннего диаметра лифтовой колонны к высоте диспергатора составляет 8,8-11,6.
3
3
К недостаткам прототипа [2] относится недостаточная эффективность именно в отношении газовых скважин, находящихся на завершающем этапе разработки месторождения, когда значительная часть фонда может иметь дебиты газа от 10 до 30 тыс.м/сут. и пластовое давление от 2,8 МПа до 8,0 МПа ("Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин" под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева. -Москва, Недра. 1980 г. Глава 9, раздел 9.2 Технологический режим работы скважин при наличии песчаной пробки или столба жидкости на забое, стр. 277-279), в то время как способ [2], согласно описанию, применяется на скважинах с дебитом газа от 55 тыс.м/сут. Несмотря на показанное в описании [2] улучшение процессов удаления жидкости и газа указанными устройствами в виде колец, в целом способ [2], по мнению заявителя, сводится к выдуванию накопленной жидкости с забоя через лифтовые трубы газом, нагнетаемым на забой компрессором. Способ эксплуатации скважины [2] носит периодический характер, так как МКУ по определению подается к устью только по мере необходимости, а именно: на период удаления накопленной жидкости. Затем эксплуатация газовой скважины продолжается до следующего периода удаления накопленной жидкости. При этом установленные в скважине через каждые 200-300 метров устройства в виде колец затрудняют эксплуатацию, увеличивая гидросопротивление лифта.
3
Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в создании эффективного способа удаления жидкости из газовой скважины, склонной к «самоглушению», месторождения, находящегося на завершающем этапе разработки, когда значительная часть скважинного фонда имеет дебиты газа от 10 до 30 тыс. м/сут и пластовое давление от 2,8 МПа до 8,0 МПа, за счет организации в скважине эффекта эжекции, при котором смешение двух сред происходит в условиях, когда одна из них, находясь под давлением, оказывает воздействие на другую и увлекает ее в требуемом направлении; по мнению заявителя, именно в результате эффекта эжекции накопленная в скважине жидкость поднимается на поверхность заявляемым способом в виде тумана - аэрозоли - дисперсной системы, состоящей из взвешенных в газовой среде капелек жидкости.
При этом предлагаемый способ удаления жидкости из заглушенной газовой скважины легко трансформируется в технологию эксплуатации газовой скважины и профилактики ее «самоглушения», с применением уже имеющегося в скважине забойного оборудования.
Поставленная задача решается тем, что предлагается способ удаления жидкости из заглушенной газовой скважины со специальным оборудованием НКТ, включающий нагнетание в скважину компримированного газа с поверхности, отличающийся тем, что компримированным газом заряжают межтрубное пространство через устьевую арматуру для последующей его подачи в НКТ при открытой НКТ по каналу связи межтрубного пространства с конфузорным соплом, расположенным под диффузором, причем межтрубное пространство заряжают с оттеснением удаляемой жидкости в призабойную зону пласта.
При удалении жидкости из скважины, оборудованной НКТ с пакером и обратным клапаном, зарядку подпакерной области межтрубного пространства компримированным газом осуществляют нагнетанием компримированного газа в НКТ при закрытом обратном клапане, открываемом по мере подъема жидкости на поверхность при подаче в НКТ компримированного газа из подпакерной области межтрубного пространства.
Дополнительно для профилактики «самоглушения» скважины, оборудованной НКТ с пакером и обратным клапаном, при дальнейшей эксплуатации по мере появления в скважине жидкости зарядивший подпакерную область межтрубного пространства добываемый газ подают в НКТ при открытой НКТ по каналу связи подпакерной области межтрубного пространства с конфузорным соплом, расположенным под диффузором, при закрытом обратном клапане, открываемом по мере подъема жидкости на поверхность при подаче в НКТ добываемого газа из подпакерной области межтрубного пространства, после чего продолжают эксплуатацию скважины в штатном режиме.
Также решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в создании эффективного и технологичного способа эксплуатации газовой скважины и профилактики ее «самоглушения», за счет подключения энергии пласта, носителем которой служит пластовый газ. При этом предлагаемый способ может осуществляться как простое продолжение технологии удаления жидкости из заглушенной скважины, с применением уже имеющегося в скважине забойного оборудования.
Также поставленная задача решается тем, что предлагается способ эксплуатации газовой скважины с оборудованием НКТ и профилактики ее «самоглушения», отличающийся тем, что для удаления жидкости из заглушенной газовой скважины нагнетанием с поверхности через устьевую арматуру заряжают межтрубное пространство компримированным газом для последующей его подачи в НКТ при открытой НКТ по каналу связи межтрубного пространства с конфузорным соплом, расположенным под диффузором, причем межтрубное пространство заряжают с оттеснением удаляемой жидкости в призабойную зону пласта; а при дальнейшей эксплуатации по мере появления в скважине жидкости зарядивший межтрубное пространство в процессе эксплуатации скважины добываемый газ подают в НКТ при открытой НКТ по каналу связи межтрубного пространства с конфузорным соплом, расположенным под диффузором, для подъема жидкости из НКТ на поверхность, после чего продолжают эксплуатацию скважины в штатном режиме.
Аналогом предлагаемого забойного устройства для осуществления способа удаления жидкости из заглушенной газовой скважины, способа эксплуатации газовой скважины и профилактики ее «самоглушения» и способа освоения газовой скважины после глушения является устройство для удаления жидкости с забоя скважины (патент РФ №2484239, оп. 10.06.2013 [1]), содержащее эксплуатационную колонну, перфорированную ниже уровня текущего газоводяного контакта; спущенные в скважину основную колонну насосно-компрессорных труб и дополнительную колонну насосно-компрессорных труб малого диаметра с забойным оборудованием, спущенным ниже эксплуатируемого интервала, состоящим из пакера для разобщения внутреннего пространства эксплуатационной колонны, заполненного газом и водой; рабочую камеру, предназначенную для накопления конденсирующейся на забое жидкости; скважинный фильтр для предотвращения попадания механических примесей в рабочую камеру; перепускной клапан для разобщения внутреннего пространства рабочей камеры и затрубного пространства; обратный клапан для разобщения внутреннего пространства рабочей камеры и подпакерного пространства; впускной клапан для разобщения внутреннего пространства рабочей камеры и внутреннего пространства насосно-компрессорных труб малого диаметра; источник подачи газа высокого давления в колонну насосно-компрессорных труб малого диаметра для продавки газом избыточного давления жидкости, накопленной в рабочей камере, в водонасыщенный интервал, расположенный ниже эксплуатационного продуктивного интервала; установленные на дневной поверхности сепаратор для осушки газа, манометры для контроля устьевого давления основной и малой колонн насосно-компрессорных труб, запорно-регулирующие устройства для регулирования расхода газа по основной и малой колоннам насосно-компрессорных труб, блок управления для контроля и управления процессом согласно заданному алгоритму.
Устройство [1] является сложным, в частности, из-за применения коаксиальной компоновки с соответствующей устьевой арматурой. Надежность устройства [1] в забойной конструкции существенно снижается присутствием пакера и большим количеством клапанов (перепускной клапан, обратный клапан, клапан-отсекатель. циркуляционный клапан), так как в случае даже незначительной утечки между колонной и герметизирующим элементом пакера или отказа любого из клапанов работа устройства нарушится.
На устье для работы устройства [1] на постоянной основе необходимо иметь сепаратор и компрессор, причем компрессор для своего привода требует наличия постоянного источника электроэнергии, в то время как большинство газовых скважин не обустроены трансформатором и линией подачи энергии.
Прототипом предлагаемого забойного устройства для осуществления способа удаления жидкости из заглушенной газовой скважины, способа эксплуатации газовой скважины и профилактики ее «самоглушения» и способа освоения газовой скважины после глушения является устройство для удаления жидкости с забоя скважины с помощью подачи под башмак лифтовой колонны компримированного газа с поверхности (патент РФ №2733585, оп. 05.10.2020 [2]), включающее установленные внутри лифтовой колонны диспергаторные устройства в виде колец с конусообразной поверхностью через каждые 200-300 м от башмака, при этом высота кольца диспергатора составляет 3-9 мм, ширина - 11-41 мм, угол конусности конфузора - 70-90°, угол конусности диффузора - 30-60°, внешний диаметр кольца диспергатора равен внутреннему диаметру лифтовой колонны, а отношение внутреннего диаметра лифтовой колонны к высоте диспергатора составляет 8,8-11,6.
3
К недостаткам устройства-прототипа [2] относится недостаточная эффективность именно в отношении газовых скважин, находящихся на завершающем этапе разработки месторождения, когда значительная часть фонда может иметь дебиты газа от 10 до 30 тыс.м/сут. и пластовое давление от 2,8 до 8,0 МПа, в то время как устройство [2], согласно описанию, применяется на скважинах с дебитом газа от 55 тыс.м /сут. Несмотря на показанное в описании [2] улучшение процессов удаления жидкости и газа указанными устройствами в виде колец, в целом процесс [2], по мнению заявителя, сводится к выдуванию накопленной жидкости с забоя через лифтовые трубы газом, нагнетаемым на забой компрессором.
Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в создании эффективного забойного устройства для осуществления способа удаления жидкости из заглушенной газовой скважины, способа эксплуатации газовой скважины, склонной к «самоглушению», и профилактики ее «самоглушения», в том числе на газовых месторождениях, находящихся на завершающем этапе разработки, и способа освоения газовой скважины после глушения за счет организации в скважине эффекта эжекции (при удалении жидкости, освоении скважины) и за счет подключения энергии пласта (при эксплуатации газовой скважины).
При этом предлагаемое устройство удаления жидкости из газовой скважины, в том числе для удаления жидкости глушения при освоении скважины, трансформируется в устройство для эксплуатации газовой скважины и профилактики ее «самоглушения», с применением уже имеющегося в скважине забойного оборудования.
Поставленная задача решается тем, что предлагаемое забойное устройство для осуществления способа удаления жидкости из заглушенной газовой скважины, способа эксплуатации газовой скважины и профилактики ее «самоглушения» представляет собой установленное внутри НКТ под диффузором конфузорное сопло, имеющее канал связи с межтрубным пространством, причем устройство выполнено с возможностью зарядки межтрубного пространства газом как с поверхности через устьевую арматуру с оттеснением удаляемой жидкости в призабойную зону пласта, так и поступающим из пласта газом в процессе эксплуатации скважины.
НКТ дополнительно может быть оборудована пакером с обратным клапаном, причем устройство выполнено с возможностью зарядки подпакерной области межтрубного пространства газом как с поверхности через устьевую арматуру с оттеснением удаляемой жидкости в призабойную зону пласта, так и поступающим из пласта газом в процессе эксплуатации скважины.
Заявляемые способы и устройство желательно применять совместно с очисткой каналов перфорации и ПЗП скважины по патентам РФ №2544937, №2545232 во избежание срыва притока газа из пласта и формирования конуса обводненности в ПЗП и ухудшения коллекторских свойств пористой среды ПЗП. Заявляемый способ удаления жидкости и заявляемое устройство могут применяться, например, после глушения скважины по патенту РФ №2545197.
Заявляемые способы и устройство иллюстрируются фигурами 1-5.
Фиг. 1 иллюстрирует предлагаемое устройство и зарядку компримированным газом межтрубного пространства заглушенной газоконденсатом или, например, жидкостью глушения, газовой скважины при подготовке к работе;
Фиг. 2 иллюстрирует предлагаемое устройство при наличии в НКТ пакера с обратным клапаном и зарядку компримированным газом межтрубного пространства такой газовой скважины, заглушенной газоконденсатом или, например, жидкостью глушения, при подготовке к работе;
Фиг. 3-укрупненный масштаб конфузорного сопла под диффузором при подготовке к работе устройства по Фиг. 2;
Фиг. 4 - схема работы устройства с пакером и обратным клапаном;
Фиг.5 - укрупненный масштаб схемы работы конфузорного сопла под диффузором устройства по Фиг. 4.
На фиг. 1-3:
1 - НКТ
2 - межтрубное пространство
3 - конфузорное сопло
4 - диффузор
5 - канал
6 - пакер
7 - обратный клапан.
Белым цветом и белыми стрелками обозначен газ: на фиг. 1, 2, 3 - компримированный азот, оттесняющий жидкость в ПЗП при подготовке устройства к работе (НКТ 1 закрыта - фиг. 1; НКТ 1 будет закрыта после завершения зарядки, иллюстрируемой фиг. 2, 3); на фиг. 4, 5 - компримированный азот или добываемый газ, подаваемый из подпакерной области межтрубного пространства 2 в НКТ 1 (НКТ 1 открыта - фиг. 4, 5).
Светло-серым цветом и светло-серыми стрелками обозначена жидкость.
Белым в светло-серую крапинку (фиг. 4, 5) обозначена аэрозоль - дисперсия жидкости в газе, формируемая при эжекции газа из межтрубного пространства в НКТ с накопленной жидкостью (газоконденсатом или жидкостью глушения).
Предлагаемое устройство работает следующим образом, для реализации предлагаемых способов.
1. Для удаления жидкости из заглушенной (газоконденсатом или жидкостью глушения) газовой скважины (независимый п. 1 формулы):
- нагнетание в скважину компримированного газа с поверхности для зарядки межтрубного пространства 2 через устьевую арматуру (нагнетание компримированного газа непосредственно в межтрубное пространство 2 - фиг. 1), с оттеснением удаляемой жидкости в ПЗП (НКТ 1 закрыта - фиг. 1) с последующим отключением источника компримированного газа после зарядки межтрубного пространства 2;
- подача (эжекция) компримированного газа из межтрубного пространства 2 в НКТ 1 с удаляемой жидкостью при открытой НКТ 1 по каналу 5 связи межтрубного пространства 2 с конфузорным соплом 3, расположенным под диффузором 4;
- формирование в процессе указанной эжекции аэрозоли - дисперсии удаляемой жидкости (газоконденсата или жидкости глушения) в компримированном газе;
- подъем аэрозоли - дисперсии удаляемой жидкости (газоконденсата или жидкости глушения) в компримированном газе из НКТ 1 на поверхность.
3
Так как удельный вес создаваемой аэрозоли не превышает 0,05 г/см, то величина пластового давления 40 атм - 60 атм (4 МПа - 6 МПа) достаточна для подъема аэрозольного столба с глубины 3000 м на поверхность в систему сбора.
2. Для удаления жидкости из заглушенной газовой скважины, оборудованной НКТ 1 с пакером 6 и обратным клапаном 7 (зависимый п. 2 формулы) - фиг. 2, 3:
- нагнетание компримированного газа с поверхности для зарядки подпакерной области межтрубного пространства 2 через устьевую арматуру (нагнетание компримированного газа в НКТ 1 и далее через диффузор 4, конфузорное сопло 3 и канал 5 - в подпакерную область межтрубного пространства 2 - фиг. 2, 3), с оттеснением удаляемой жидкости в ПЗП; при закрытом обратном клапане 7;
- далее НКТ 1 закрывают и отключают источник компримированного газа;
- подача (эжекция) компримированного газа из подпакерной области межтрубного пространства 2 - фиг. 4, 5 - в НКТ 1 с удаляемой жидкостью при открытой НКТ 1 по каналу 5 связи подпакерной области межтрубного пространства 2 с конфузорным соплом 3, расположенным под диффузором 4;
- обратный клапан 7 открывается - фиг. 4, 5 - по мере подъема жидкости на поверхность при подаче (эжекции) в НКТ 1 компримированного газа из подпакерной области межтрубного пространства 2, с формированием под действием эжекции аэрозоли - дисперсии удаляемой жидкости (газоконденсата или жидкости глушения) в компримированном газе;
- подъем аэрозоли - дисперсии удаляемой жидкости (газоконденсата или жидкости глушения) в компримированном газе из НКТ 1 на поверхность - фиг. 4, 5.
3. Для удаления жидкости из заглушенной газовой скважины, оборудованной НКТ 1 с пакером 6 и обратным клапаном 7, с профилактикой «самоглушения» при дальнейшей эксплуатации (зависимый п. З формулы):
- после выполнения операций удаления жидкости по предыдущему пункту 2 - фиг. 2, 3, 4, 5 - дополнительно - для профилактики «самоглушения» при дальнейшей эксплуатации -
- по мере появления в скважине жидкости добываемый пластовый газ заряжает через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне подпакерную область межтрубного пространства 2 (затруб закрыт, НКТ 1 открыта);
- добываемый газ, зарядивший подпакерную область межтрубного пространства 2, под действием энергии пласта подается в НКТ 1 при открытой НКТ 1 по каналу 5 связи подпакерной области межтрубного пространства 2 с конфузорным соплом 3, расположенным под диффузором 4, при закрытом обратном клапане 7;
- формирование аэрозоли - дисперсии удаляемой жидкости (газоконденсата или жидкости глушения) в добываемом газе (фиг. 4, 5);
- подъем аэрозоли - дисперсии удаляемой жидкости (газоконденсата или жидкости глушения) в добываемом газе из НКТ 1 на поверхность (фиг. 4, 5);
- обратный клапан 7 открывается по мере подъема жидкости на поверхность при подаче (эжекции) в НКТ 1 добываемого газа из подпакерной области межтрубного пространства 2 (фиг. 4, 5);
- после удаления появившейся в скважине жидкости из НКТ 1 продолжают эксплуатацию скважины в штатном режиме.
4. Для эксплуатации газовой скважины с оборудованием НКТ и профилактики ее «самоглушения» (независимый п. 4 формулы):
- для удаления жидкости из заглушенной газовой скважины нагнетанием с поверхности через устьевую арматуру заряжают межтрубное пространство 2 компримированным газом, причем межтрубное пространство заряжают с оттеснением удаляемой жидкости в призабойную зону пласта (фиг.1);
- подача (эжекция) компримированного газ, зарядившего межтрубное пространство 2, в НКТ 1 при открытой НКТ 1 по каналу 5 связи межтрубного пространства 2 с конфузорным соплом 3, расположенным под диффузором 4;
- формирование в процессе указанной эжекции аэрозоли - дисперсии удаляемой жидкости (газоконденсата или жидкости глушения) в компримированном газе;
- подъем аэрозоли - дисперсии удаляемой жидкости (газоконденсата или жидкости глушения) в компримированном газе из НКТ 1 на поверхность;
- при дальнейшей эксплуатации по мере появления в скважине жидкости добываемый пластовый газ заряжает через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне межтрубное пространство 2 (затруб закрыт, НКТ 1 открыта);
- добываемый газ, зарядивший межтрубное пространство 2, под действием энергии пласта подается в НКТ 1 при открытой НКТ 1 по каналу 5 связи межтрубного пространства 2 с конфузорным соплом 3, расположенным под диффузором 4;
- формирование аэрозоли - дисперсии удаляемой жидкости (газоконденсата или жидкости глушения) в добываемом газе;
- подъем аэрозоли - дисперсии удаляемой жидкости (газоконденсата или жидкости глушения) в добываемом газе из НКТ 1 на поверхность;
- после удаления появившейся в скважине жидкости из НКТ 1 продолжают эксплуатацию скважины в штатном режиме.
Приводим примеры реализации заявляемых способов заявляемым устройством. Пример 1 касается юридически значимых пунктов формулы группы изобретений, т.е. реализуемых на скважине, не оборудованной пакером (п.п. 1, 4,5 ). Пример 2 касается зависимых пунктов формулы группы изобретений, т.е. реализуемых на скважине, оборудованной пакером и, соответственно, обратным клапаном (п.п. 2, 3, 6).
ПРИМЕР 1
(Здесь и далее эжектором названа совокупность конфузорного сопла с диффузором)
Процесс обустройства, освоения и работы газовой скважины после спуска эжектора
Выкидную линию НКТ 1 обвязали через сепаратор с газосборным коллектором. Для проведения процесса освоения при закрытой выкидной линии затрубное пространство скважины зарядили азотом, подняв давление до 3,8 МПа, т.е. на 1 МПа выше пластового, что необходимо для удаления жидкости и пуска скважины в работу. После стабилизации давления в затрубном пространстве на этом значении открыли центральную задвижку на НКТ 1 и отключили устьевой источник компримированного газа (азотная установка). Таким образом, была осуществлена зарядка межтрубного (затрубного) пространства 2 компримированным газом через устьевую арматуру (открытый затруб) и последующее открытие НКТ 1 для подачи компримированного газа в НКТ 1 по каналу 5 связи межтрубного пространства с конфузорным соплом 3, расположенным под диффузором 4 - независимые п. 1 и п. 4 формулы группы изобретений.
Через 47 минут в сепараторе был зафиксирован приход пачек жидкости с газом, процесс шел с периодичностью в 5-7 минут. Давление в затрубном пространстве снизилось до 3,1 МПа.
Через 3 часа 40 минут процесс выноса жидкости с газом стабилизировался и стал более равномерным. Давление в затрубном пространстве оставалось прежним, что свидетельствует о завершении процесса освоения. Таким образом, был в основном завершен процесс удаления жидкости по независимому п. 1 формулы группы изобретений.
Через 7 часов работы вынос жидкости значительно снизился и скважина работала газом с незначительным выносом жидкости в виде аэрозоли. Давление в затрубном пространстве стабилизировалось на отметке 2,7 МПа, что свидетельствует о поступлении в ствол скважины пластового газа. Таким образом добываемый в процессе эксплуатации пластовый газ зарядил межтрубное (затрубное) пространство 2 для дальнейшей эксплуатации скважины с профилактикой ее «самоглушения» - независимый п. 4 формулы группы изобретений.
3
С начала операции в накопительной емкости сепаратора скопилось 9,5 м жидкости. Жидкость утилизировали.
3
Наблюдение за работой скважины продолжили в течение 30 суток. Через 16 суток работы (время самоглушения) в накопительной емкости сепаратора собралось 8.2 мжидкости, а работа скважины оставалась стабильной. Давление в затрубном пространстве продолжало держаться в интервале 2,5-2,9 МПа, что свидетельствует о нормальной устойчивой работе эжектора на пластовой энергии добываемого газа. Таким образом, при дальнейшей эксплуатации по мере появления в скважине жидкости зарядивший межтрубное пространство 2 добываемый в процессе эксплуатации скважины газ подается в НКТ 1 при открытой НКТ 1 по каналу 5 связи межтрубного пространства 2 с конфузорным соплом 3, расположенным под диффузором 4, для подъема жидкости из НКТ 1 на поверхность, после чего продолжалась эксплуатация скважины в штатном режиме - независимый п. 4 формулы заявленной группы изобретений.
Дальнейшее наблюдение за скважиной в течение 90 суток подтвердило стабильность рабочих параметров, никаких радикальных отклонений в работе не наблюдалось.
3
3
За истекший период в 120 суток по данным замеров было добыто 2580 тыс. м газа с пластовой жидкостью в объеме 48 м.
ПРИМЕР 2
Процесс обустройства, пуска и работы скважины после спуска лифта с обратным клапаном, эжектором и пакером
Выкидную линию НКТ 1 обвязали через тройник с источником компримированного газа (азотная установка) с одной стороны и с сепаратором с газосборным коллектором с другой с возможностью отключения каждой линии.
Для проведения процесса удаления жидкости и пуска скважины в работу в НКТ 1 от источника компримированного газа (азотная установка) закачали азот, подняв давление до 4,5 МПа. Азот через НКТ 1 и конфузорное сопло 3 эжектора при закрытии клапана 7 зарядил подпакерную затрубную область, оттеснив жидкость в ПЗП. Таким образом, осуществлена зарядка межтрубного пространства (подпакерной затрубной области 2) компримированным газом нагнетанием компримированного газа в НКТ 1 при закрытом обратном клапане 7 - зависимый п. 2 формулы.
После стабилизации давления в системе НКТ - подпакерное затрубное пространство через эжектор отключили источник компримированного газа. После контрольной часовой выдержки запустили скважину в работу через сепаратор.
3
Через 42 минуты в сепараторе был зафиксирован приход жидкости в виде аэрозоли. Через 72 минуты давление снизилось до 4,0 МПа. Объем накопленной в сепараторе жидкости составил 3,5 м. Таким образом, при подаче (поступлении) в НКТ 1 компримированного газа из межтрубного пространства (подпакерного затрубного пространства 2) происходит подъем жидкости на поверхность, с открытием клапана 7 - зависимый п. 2 формулы.
Дальнейший процесс отработки скважины на сепаратор сопровождался плавным снижением давления и накоплением в сепараторе жидкости.
3
Стабилизация давления на отметке 3,3 МПа была отмечена через 4,5 часа с начала пуска скважины. Объем накопленной жидкости в сепараторе составил 7,4 м. Судя по стабильности работы скважины, подпакерное затрубное пространство интенсивно заряжается пластовым газом, который поддерживает устойчивую работу эжектора. Накопленную жидкость утилизировали.
Наблюдение за работой с фиксацией рабочих параметров продолжали 120 суток.
3
Через 12 суток (время самоглушения) работа скважины оставалась стабильной, а в накопитель емкости сепаратора собралось 3,9 м жидкости. Рабочее давление на выкиде держалось в интервале 2,8-3,2 МПа.
3
За истекший период в 120 суток по данным инструментальных замеров было добыто 1984 тыс.м газа. Сбоев в работе скважины не зафиксировано. Таким образом, дополнительно для профилактики «самоглушения» скважины при дальнейшей эксплуатации по мере появления в скважине жидкости зарядивший межтрубное пространство добываемый (в процессе эксплуатации скважины) газ подается в НКТ 1 при открытой НКТ 1 по каналу 5 связи межтрубного пространства (подпакерного затрубного пространства 2) с конфузорным соплом 3, расположенным под диффузором 4, при закрытом обратном клапане 7, открываемом по мере подъема жидкости на поверхность при подаче в НКТ 1 добываемого (в процессе эксплуатации скважины) газа из межтрубного пространства (подпакерного затрубного пространства 2), после чего продолжают эксплуатацию скважины в штатном режиме - зависимый п. 3 формулы.