Способ добычи низконапорного газа
METHOD FOR PRODUCTION OF LOW-PRESSURE GAS

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, а именно к введению в промышленную эксплуатацию газовых скважин в условиях низких пластовых давлений для добычи остаточных запасов природного газа.
Согласно лицензионному соглашению недропользователи должны добывать все извлекаемые запасы месторождений природного газа. На деле, из-за отсутствия объектов утилизации на газовых месторождениях, добыча газа останавливается при падении пластового давления до 22 Атм, считается что при таком давлении становится технологически и экономически нецелесообразно дожимать этот газ до 75 Атм для подачи в магистральный газопровод. Поэтому головная арматура таких низконапорных скважин закрывается и скважины выводятся из эксплуатации. В Надым-Пур-Тазовском газоносном регионе подобных закрытых добывающих скважин насчитывается уже десятки тысяч. Колонны скважин удерживаются и герметизируются в грунте за счет цементного камня, срок прочности которого у большинства из них заканчивается. Поэтому они имеют прогрессирующие заколонные газовые проявления. Природный газ тяжелее воздуха, без цвета и запаха, заполняет низины образуя грифоны, которые убивают все живое, а при попадании молнии, либо искры мгновенно воспламеняются и расплавляют запорную арматуру газовой скважины, которая начинает выбрасывать на десятки метров вверх огненный фонтан. Ликвидация такого фонтана сопоставима по стоимости со строительством новой скважины. Поэтому добыча остаточных запасов низконапорного природного газа не только желательна, но и крайне необходима.
Известен способ эксплуатации кустовых газовых скважин, включающий подключение низкодебитной и высокодебитной скважин с помощью их шлейфов в общий шлейф через эжектор и работу скважин с эжекцией низконапорного газа высоконапорным с регулированием работы скважин штуцерами, установленными на устье каждой из скважин или групповых газосборных пунктах, низкодебитную и высокодебитную скважины подключают дополнительно по байпасной схеме, осуществляют стабилизацию давлений по шлейфам и фиксируют давление на устьях скважин для определения расхода газа, затем переключают скважины с байпасной схемы на эжекторную схему и создают дополнительную депрессию на забой малодебитной скважины за счет избыточного давления высокодебитной скважины из условия обеспечения перепада давления в шлейфах на входе в эжектирующее устройство не более 5% номинальных его значений. При изменении давления на групповом газосборном пункте соотношение перепадов давлений по шлейфам каждой из скважин осуществляют в режиме саморегулирования с помощью эжектирующего устройства, которое включает приемную камеру, камеру смешения с конфузором и диффузором. Приемная камера выполнена с тангенциальным входом и размещенными внутри соплом и сужающим коническим элементом, образующим в приемной камере промежуточную камеру, соединенную с конфузором, выполненными с возможностью диспергирования жидкости, сопутствующей газу.
Патент РФ 2110673, МПК Е21В 43/00, опубликован 10.05.1998.
Известна система сбора, подготовки и транспортировки продукции скважин, состоящая из высокодебитных и низкодебитных скважин, шлейфов, установок подготовки газа, связанных посредством межпромысловых трубопроводов с дожимной компрессорной станцией, при этом низкодебитные скважины автономно подключают к винтовому компрессорному комплексу, выполненному с возможностью снижения давления в системе сбора газа и состоящему из входного сепаратора, винтового компрессора и газопоршневого двигателя, устанавливаемых на входе установок газа.
Патент РФ на полезную модель №122748 от 22.05.2012, МПК F17D 1/00
Недостатками данной системы являются задавливание низкодебитных скважин при подключении к одному компрессорному модулю нескольких скважин с разными дебитами и материальные затраты на установку компрессоров.
Известен способ добычи низконапорного газа, предусматривающий продолжение разработки залежи газа на основе пробуренных вертикальных скважин и компримирование газа для подачи его в магистральный газопровод. Согласно изобретению применительно к сеноманской залежи газа Западной Сибири увеличивают активность проявления водонапорного бассейна - степень проявления водонапорного режима. На приеме головной компрессорной станции создают такое давление, которое обеспечивает магистральный транспорт газа и такую объемную динамику подъема газоводяного контакта, при которой существует возможность периодического заблаговременного отсечения - уменьшения обводняющихся интервалов перфорации цементными заливками. Для этого темпы выработки запасов залежи газа регулируют с применением трехмерной - 3D газогидродинамической модели продуктивного пласта. Эту модель адаптируют к фактическим показателям разработки залежи газа за прошедшие годы. Адаптирование осуществляют таким образом, чтобы емкостные и фильтрационные параметры продуктивного пласта на модели в целом совпадали с фактическими данными.
Патент РФ 2278958, МПК Е21В 43/00, Опубликован 27.06.2006
Недостатком является необходимость оснащения компрессорных установок дополнительным оборудованием, что влечет увеличение затрат на добычу низконапорного газа.
Известен способ добычи, сбора, подготовки и транспортировки низконапорной газожидкостной смеси при разработке газоконденсатного месторождения, включающий использование добывающих скважин с высокими и низкими устьевыми давлениями, установки подготовки газа с контрольным сепаратором, поглощающей скважины, газосборного коллектора, трубопроводов и перерабатывающего завода, при этом используется подземная емкость, через которую осуществляется эксплуатация добывающей скважины при снижении устьевого давления добывающей скважины ниже минимального внутритрубного давления в газосборном коллекторе, вытеснение жидкой фазы по центральной лифтовой колонне происходит путем создания фронта оттеснения и перемещения границы раздела «газ-конденсат» к подошве подземной емкости за счет направления газожидкостной смеси добывающей скважины с высоким устьевым давлением в пространство между лифтовыми колоннами подземной емкости, контроль завершения этапов вытеснения газового конденсата и воды из подземной емкости осуществляется по изменению устьевого давления в трубном пространстве центральной лифтовой колонны подземной емкости, учет количества вытесненного из подземной емкости газа, газового конденсата и воды осуществляется по расходомерам, установленным соответственно на выходе из подземной емкости, входе на перерабатывающем заводе и устье поглощающей скважины.
Патент РФ 2657910, МПК Е21В 43/20, Е21В 43/34, опубликован 18.06.2018.
Недостатком известного способа являются высокие высокие капитальные и эксплуатационные затраты затраты на сбор, подготовку низконапорного газа и перевод его в товарный природный газ.
Задача предложенного технического решения заключается в более полном извлечении газа, с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды, уменьшение затрат на добычу низконапорного газа.
Данная задача решается за счет того что в способе добычи низконапорного газа, предусматривающем продолжение разработки залежи газа, после окончания промышленного использования скважины, при падении пластового давления до 22 Атм эксплуатация газовых скважин заканчивается, задвижки наземного оборудования скважин закрывают последовательно по ходу движения газа, начиная с ближайшей к его источнику, затем определяют целесообразность дальнейшей эксплуатации скважин, для этого по геологическим данным проводят расчет запасов природного газа в каждой скважине, с целью определения процентной составляющей газа в общем объеме проводят контрольный отбор газа на водонасыщенность, выносные примеси, рассчитывают дебит каждой скважины, производят проверку исправности оборудования на каждой скважине, работоспособность приборов учета и контроля, запорной фонтанной арматуры, после положительного решения о вводе в эксплуатацию скважины открывают задвижки наземного оборудования скважины последовательно по ходу движения газа, начиная с ближайшей к его источнику, при этом низконапорный газ посредством остаточного пластового давления направляется в сепаратор на установки комплексной подготовки газа, где происходит отделение капельной жидкости, образовавшегося конденсата и механических примесей, после чего газ подается на абсорбционную осушку, где подогретый до + 180-200 С поступает снизу вверх через абсорбер, где производится десорбция воды и тяжелых углеводородов, затем газ направляется в существующие газопроводы, по которым непосредственно подается на производства по переработке газа, расположенные в районе добычи.
Способ добычи низконапорного газа осуществляется следующим образом.
После окончания промышленного использования скважины, при падении пластового давления до 22 Атм эксплуатация газовых скважин, входящих в кусты скважин, заканчивается. Задвижки наземного оборудования скважин закрывают последовательно по ходу движения газа, начиная с ближайшей к его источнику.
Для дальнейшего извлечения оставшегося низконапорного газа определяют целесообразность эксплуатации скважин, для этого по геологическим данным проводят расчет запасов природного газа в каждой скважине. С целью определения процентной составляющей газа в общем объеме проводят контрольный отбор газа на водонасыщенность, выносные примеси. Рассчитывают дебит каждой скважины.
Затем производят проверку исправности оборудования на каждой скважине, работоспособность приборов учета и контроля, запорной фонтанной арматуры. В случае положительного решения о вводе в эксплуатацию скважины открывают задвижки наземного оборудования скважины последовательно по ходу движения газа, начиная с ближайшей к его источнику. Первой открывают коренную задвижку, затем межструйную и далее на верхней рабочей струне, наблюдая за показаниями манометров и термометров.
Стабилизация показаний считается моментом введения скважины в эксплуатацию.
Заданный режим работы скважины регулируется штуцерами, установленными на устье.
Контроль за технологическим режимом (дебет, давление на устье и входе в УКПГ - установке комплексной подготовке газа) осуществляется автоматически и проверяется оператором, с помощью наземного оборудования скважины (обвязки).
Далее низконапорный газ посредством остаточного пластового давления направляется в сепаратор на установки комплексной подготовки газа, где происходит отделение капельной жидкости, образовавшегося конденсата и механических примесей, после чего подается на абсорбционную осушку, где подогретый до + 180-200 °С поступает снизу вверх через абсорбер, где производится десорбция воды и тяжелых углеводородов.
Подготовленный таким образом газ направляется в существующие газопроводы, по которым непосредственно подается на производства по переработке газа, расположенные в районе добычи.
Данный способ позволяет без дополнительных капитальных вложений извлекать низконапорный газ, при этом обеспечивается противопожарная и противофонтанная безопасность технологического процесса.