СПОСОБ БЕСПЕРЕБОЙНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИЙ ВЫНОС СКАПЛИВАЮЩЕЙСЯ ЗАБОЙНОЙ ЖИДКОСТИ
METHOD OF UNINTERRUPTED OPERATION OF GAS AND GAS CONDENSATE WELLS, PROVIDING REMOVAL OF ACCUMULATED BOTTOMHOLE FLUID

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин.
Продолжительное по времени накопление жидкости на забое газовых и газоконденсатных скважин приводит к их самозадавливанию и, как следствие, остановке в работе, поэтому разрабатываются различные способы, позволяющие избежать накопления воды на забое, обеспечивая бесперебойную эксплуатацию скважин.
Известен Способ эксплуатации обводненных газовых скважин [RU №2484239, опубликовано 10.06.2013], включающий осуществление перфорации 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 1 МПа; продавку газом избыточного давления конденсирующейся на забое и накапливающейся в рабочей камере жидкости в водонасыщенный интервал, расположенный ниже эксплуатационного продуктивного интервала; а также установку на дневной поверхности сепаратора для осушки газа, манометров для контроля устьевого давления основной и малой колоннах насосно-компрессорных труб, запорно-регулирующих устройств для регулирования расхода газа по основной и малой колоннам насосно-компрессорных труб, блока управления, осуществляющего контроль и управление процессом согласно заданному алгоритму. Кроме того, в насосно-компрессорную трубу малого диаметра устанавливают или механический циркуляционный клапан, управляемый с помощью канатной техники или койлтюбинговой установки, или газлифтный клапан, ниже которого монтируют посадочное седло, в которое при помощи канатной техники устанавливают пробку, изолирующую нижнюю часть компоновки и позволяющую создать избыточное давление, открывающее газлифтный клапан и обеспечивающее подачу газа в зону скопления механических примесей.
Недостатком известного способа является высокая стоимость применяемого устройства, выражающаяся в высокой металлоемкости - в скважину спускаются две колонны лифтовых НКТ. Кроме того, интенсивное использование перепускного и обратного клапанов в составе описываемого устройства может привести к выходу их из строя в следствии потери работоспособности или их герметичности. Потеря работоспособности указанного оборудования приведет к необходимости проведения капитального ремонта с использованием подъемного агрегата с извлечением колонн НКТ на поверхность и последующей заменой неработоспособного оборудования. Длительное применение пакера при разобщении газонасыщенного и водонасыщенного интервала в стволе скважины может привести к потере герметичности устройства - возникновению межпластового перетока из водонасыщенной части пласта в газонасыщенную по пространству между внешней поверхностью пакера и внутренней стенкой эксплуатационной колонны. Сообщение водонасыщенной и газонасыщенной части пласта по стволу скважины приведет к оттеснению водой газа от ствола скважины, что сделает невозможным дальнейшую эксплуатацию газовой или газоконденсатной скважины по прямому назначению.
Из уровня техники известен наиболее близкий к заявляемому изобретению Способ эксплуатации куста обводняющихся газовых скважин [RU №2679174, опубликовано 06.02.2019]. Сущность изобретения заключается в установке на куст обводняющихся скважин модульной компрессорной установки (МКУ), прокладке дополнительного технологического трубопровода к каждой скважине куста и соединении его с их нижними задавочными линиями. Технологический трубопровод оснащают системой задвижек, открытие и закрытие которых осуществляется с помощью управляющего комплекса. При накоплении на забое какой-нибудь из скважин жидкостной пробки, управляющий комплекс открывает соответствующую запорную арматуру и обеспечивает подачу компримированного газа из МКУ в затрубное пространство скважины. Способ заключается в объединении одним газосборным коллектором куста обводняющихся газовых скважин, оборудованных по беспакерной схеме с последующим монтажом технологического трубопровода от модульной компрессорной установки до газофакельного устройства. Ликвидация столба жидкости происходит путем открытия запорной арматуры на задавочной линии каждой скважины с одновременной подачей компрированного газа от модульной компрессорной установки в затрубное пространство скважины. После ликвидации столба жидкости запорную арматуру задавочной линии закрывают.
Недостатком известного технического решения является отсутствие возможности ликвидации столба жидкости на одиночных и удаленных газовых и газоконденсатных скважинах ввиду отсутствия на них модульной компрессорной станции. Также недостатком является низкая эффективность применения известного способа на газовых и газоконденсатных скважинах с низким пластовым давлением, так как под давлением нагнетаемого газа по затрубному пространству скважины часть забойной жидкости оттесняется в продуктивный пласт.
Технической задачей, на решение которой направлено изобретение, является обеспечение бесперебойной эксплуатации одиночных и удаленных газовых и газоконденсатных скважин с одновременным или периодическим выносом жидкости (воды и/или ретроградного газового конденсата) с забоя скважины.
Технический результат заключается в обеспечении бесперебойной работы газовых или газоконденсатных скважин за счет своевременной очистки призабойной зоны от жидкости и увеличения межремонтного периода скважин. Своевременная очистка призабойной зоны от скопившейся жидкости исключает длительный простой скважины, в то же время, применение заявляемого способа позволяет эксплуатировать газовые или газоконденсатные скважины с высоким значением обводненности продукции с постоянной подачей газа в затрубное пространство.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе бесперебойной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, обеспечивающий вынос скапливающейся забойной жидкости определяют диапазоны давлений в скважине при статическом режиме с последующим расчетом давлений открытия газлифтных клапанов, настраивают газлифтные клапана на рассчитанное давление, после чего лифтовую колонну насосно-компрессорных труб, герметично соединенных друг с другом при помощи муфтовых соединений, с вмонтированными в нижнюю часть лифтовой колонны скважинными камерами, оборудованными газлифтными клапанами опускают в заглушенную газовую или газоконденсатную скважину до глубины расположения отверстий интервала перфорации при проведении геолого-технических мероприятий, при этом расчет глубины расположения скважинных камер с газлифтными клапанами производят в зависимости от термобарических условий по стволу скважины, дебита газовой или газоконденсатной скважины, объема водопритока и объема ретроградного конденсата, после чего осуществляют подачу газлифтного газа или газа мобильной компрессорной установки в затрубное пространство скважины с расчетным давлением при котором происходит открытие газлифтных клапанов, и далее путем увеличения давления газлифтного газа создают барботирование столба жидкости, приводящего к вытеснению газожидкостного потока с забоя по колонне лифтовых насосно-компрессорных труб, и через предварительно открытые задвижки, одновременно осуществляют контроль выноса жидкости с одновременным отбором пробы жидкости на устье скважины. После прекращение выноса жидкости, сопровождаемого снижением устьевого давления и отсутствием жидкости в пробе, отбираемой на устье скважины, прекращают подачу газлифтного газа в затрубное пространство скважины, в результате чего при снижении давления происходит закрытие газлифтных клапанов скважинных камер, после чего производится закрытие задвижек.
Наличие газлифтных клапанов позволяет постепенно проводить ликвидацию столба забойной жидкости в направлении «сверху-вниз», что не позволяет подаваемому газу в затрубное пространство оттеснять накопившуюся жидкость в продуктивный пласт.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 схематично представлен общий вид обводнившейся газовой или газоконденсатной скважины, на фиг. 2 скважина с обозначением потоков движения газлифтного газа и выносимой газожидкостной смеси
По заявляемому способу скважина включает следующие элементы: линия подачи газлифтного газа в скважину 1 (фиг. 1, 2), задвижка линии подачи газлифтного газа 2, аварийная задвижка рабочей струны затрубного пространства скважины 3, рабочая задвижка рабочей струны затрубного пространства скважины 4, манометр измерения давления подачи газлифтного газа в затрубное пространство 5, затрубное пространство скважины (пространство между лифтовыми НКТ и эксплуатационной колонной) 6, скважинные камеры с газлифтными клапанами 7, колонна лифтовых насосно-компрессорных труб 8, рабочая задвижка верхней выкидной струны 9, аварийная задвижка верхней выкидной струны 10, задвижка регулируемого углового штуцера 11, рабочая задвижка газосборного коллектора 12
Способ осуществляется следующим образом. Газ системы компрессорного газлифта (или мобильной азотной компрессорной станции) открытием задвижек 2, 3, 4 подается в затрубное пространство 6 газовой или газоконденсатной скважины с фиксацией давления подачи по манометру 5. В процессе нагнетания газа в затрубное пространство скважины в интервале расположения скважинных камер 7 с газлифтными клапанами, создается определенное избыточное давление, при котором происходит открытие газлифтных клапанов. Подаваемый в затрубное пространство газ системы компрессорного газлифта (или мобильной компрессорной станции) проходит через открытые газлифтные клапана и через барботирование столба жидкости создает необходимые критические скорости восходящего газожидкостного потока. При открытии задвижек 9, 10, 11, 12 происходит вынос накопившейся жидкости (воды и/или ретроградного газового конденсата) с забоя скважины через колонну лифтовых насосно-компрессорных труб 8. После отработки газовой или газоконденсатной скважины от накопившейся забойной жидкости (воды и/или ретроградного газового конденсата) производится закрытие задвижек 2, 3, 4, прекращая подачу газлифтного газа в затрубное пространство скважины, и соответственно, снижается избыточное давление в интервале расположения скважинных камер 7, в следствии чего происходит закрытие газлифтных клапанов.
Предлагаемый способ опробован на газоконденсатной скважине №6449 Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения. Глубины установки газлифтных клапанов в колонне лифтовых НКТ определялись в зависимости от пластового давления и объема скапливающейся на забое жидкости, наличие которой исключала нормальную эксплуатацию скважины и могло привести к ее остановке. Были проведены расчеты необходимого объема газа, диаметров и зарядки газлифтных клапанов, для своевременного открытия и закрытия. В ходе расчетов учитывалось: глубина расположения клапанов, изменение давления и температурный градиент по стволу скважины, дебит образующейся на забое жидкости, давление подачи рабочего агента, а также термобарические параметры при зарядке на стенде. После проведения необходимых расчетов компоновка НКТ и скважинных камер с газлифтными клапанами была спущена в скважину до глубины 2766 м. так, как интервалы перфорационных отверстий находились в интервалах: 2738,4-2742,4 м, 2745,8-2748,0 м, 2776,4-2800,0 м.
В процессе эксплуатации указанной скважины было зафиксировано снижение буферного давления с 4,3 МПа до 3,1 МПа, в результате было принято решение о проведении отработки скважины по заявляемому способу. Далее, при закрытых задвижках верхней выкидной струны путем подачи газлифтного газа, с целью открытия газлифтных клапанов, в затрубном пространстве скважины было создано избыточное давление в диапазоне 5,1-5,5 МПа. При наборе давления на устье скважины до значения 4,7 МПа было произведено открытие задвижек верхней рабочей струны. Контроль выноса газожидкостной смеси осуществлялся мониторингом устьевых параметров скважины с одновременным отбором пробы жидкости на устье скважины. В процессе отработки на устье скважины производились отборы проб жидкости в виде смеси воды и газового конденсата. Начало обильного выноса жидкости было охарактеризовано увеличением устьевого давления в среднем на 10-20% от начального значения и составило 4,5 МПа. Прекращение выноса жидкости сопровождалось снижением устьевого давления до 4,1 МПа и отсутствием жидкости в отбираемой пробе. По истечении 5 часов отработки параметры работы скважины стабилизировались, устьевое давление составило 4,4 МПа при затрубном - 5,1 МПа. После стабилизации параметров работы скважины подача газлифтного газа в скважину была прекращена закрытием задвижек рабочей струны затрубного пространства. При практическом применении заявляемого способа общее время отработки газоконденсатной скважины №6449 составило около 6 часов.
Предлагаемый способ эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, позволяет обеспечить своевременное удаление накопившейся жидкости (воды и/или ретроградного газового конденсата) с забоя газовых или газоконденсатных скважин, позволяет предотвратить простои скважин, связанные с нарушением технологического режима их работы, а также позволяет увеличить межремонтный период эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин.