СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ
METHOD OF GAS WELL OPERATION

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки, в частности, к эксплуатации так называемых «самозадавливающихся» скважин, то есть скважин, в которых скорость газового потока недостаточна для выноса жидкости с забоя.
Разработка газовых месторождений в условиях снижающегося ресурсно-энергетического потенциала характеризуется увеличением числа скважин скорость потока газа в которых недостаточна для их устойчивой эксплуатации. Это способствует накоплению на забое жидкости, что приводит к увеличению противодавления на пласт. С увеличением противодавления на пласт и, соответственно, уменьшением депрессии темп притока газа в скважину снижается до величины меньше минимально необходимой для непрерывного удаления жидкости с забоя. Накопление жидкости и повышение давления на забое приводит к снижению добычи газа или полному останову скважины.
В настоящее время в Надым-Пур-Тазовском регионе Тюменской области широкое распространение получил способ удаления жидкости из скважин с помощью технологических продувок. Продувка скважины осуществляется через факельную линию, при этом давление на устье скважины уменьшается, а дебит и, соответственно, скорость газа на забое и в лифтовой колонне возрастают, что способствует выносу жидкости с забоя. Накопленный опыт свидетельствует о том, что с увеличенным дебитом скважина должна работать минимум 30-50 мин. Периодичность проведения продувок зависит от интенсивности скопления жидкости на забое и в лифтовой колонне, по отдельным скважинам такие работы необходимо проводить до 7-8 раз в месяц.
Эти работы сопровождаются безвозвратными потерями газа с загрязнением окружающей среды. После окончания каждой продувки часть воды по стенкам труб лифтовой колонны возвращается обратно на забой. Поэтому важной задачей является применение других, более эффективных способов удаления жидкости из скважин.
Одним из способов удаления жидкости с забоев газовых скважин и обеспечения их устойчивого режима работы является оборудование скважин концентрической лифтовой колонной (КЛК).
Известен Способ эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин по межтрубному пространству и фонтанной колонне, включающий отбор газа по кольцевому пространству и лифтовой колонне с ограничением отбора газа из кольцевого пространства путем дросселирования [Описание изобретения к авторскому свидетельству 345266, опубликовано 14.07.1972]. Недостатком известного способа эксплуатации газовых скважин является то, что для удаления жидкости с забоя необходимо периодически останавливать скважину.
Наиболее близким аналогом, взятым за прототип, является Способ эксплуатации газовых скважин [RU 2513942, опубликовано 20.04.2014], при котором газовая скважина снабжена основной лифтовой колонной и концентрично размещенной в ней центральной лифтовой колонной с образованием кольцевого пространства между ними, торец центральной лифтовой колонны размещен ниже торца основной лифтовой колонны, а отбор газа осуществляют одновременно по центральной лифтовой колонне и кольцевому пространству, при этом отбор газа по центральной лифтовой колонне ведут с дебитом, в полтора раза превышающим дебит, необходимый для выноса жидкости из нее, а дебит газа по кольцевому пространству задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита, на пути потока по центральной лифтовой колонне устанавливают расходомерное устройство, на пути потока по кольцевому пространству устанавливают автоматический регулирующий клапан расхода газа, затем потоки объединяют и направляют на аналогичное расходомерное устройство, при этом электрические сигналы с расходомерного устройства потока центральной лифтовой колонны и расходомерного устройства объединенного потока направляют на контроллеры автоматического управляющего комплекса, с помощью которого анализируют полученные данные и подают команду на автоматический регулирующий клапан расхода газа, оптимизируя суммарный дебит скважины с учетом фильтрационных сопротивлений скважины.
К недостаткам прототипа относится техническая и технологическая сложность автоматизированных управляющих комплексов и необходимость их обслуживания. Кроме того, в случае выхода из строя хотя бы одного из расходомерных устройств комплекс не будет выполнять свою функцию, будет необходима останов скважины для выявления дефектного узла и его ремонта. Помимо прочего, для работы комплекса требуется электрификация скважины, что также создает сложности тиражирования данной технологии в существующей системе газодобычи Надым-Пур-Тазовского региона с учетом требований безопасности на опасном производственном объекте, каким является газовая скважина.
Задачей создания изобретения является устранение недостатков прототипа в целях обеспечения непрерывного удаления жидкости из стволов склонных к «самозадавливанию» газовых скважин для повышения надежности процесса удаления жидкости с забоя.
Техническим результатом предполагаемого изобретения является оптимизация режима работы газовой скважины на стадии падающей добычи без применения сложных автоматизированных управляющих комплексов, требующих электрификации скважины, с соблюдением требований безопасности на опасном производственном объекте.
Поставленный технический результат достигается использованием сочетания общих с прототипом известных признаков, заключающихся в том, что газовая скважина снабжена основной лифтовой колонной и концентрично размещенной в ней центральной лифтовой колонной с образованием кольцевого пространства между ними, торец центральной лифтовой колонны размещен ниже торца основной лифтовой колонны, а отбор газа осуществляют по центральной лифтовой колонне и кольцевому пространству, при этом отбор газа по центральной лифтовой колонне ведут с дебитом, в полтора раза превышающим дебит, необходимый для выноса жидкости из нее, а дебит газа по кольцевому пространству задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита, и новых признаков, заключающихся в том, что режим работы скважины осуществляют вручную с помощью регулирующего штуцера, расположенного на пути потока межколонного кольцевого пространства, при этом степенью открытия регулирующего штуцера задают давление на устье межколонного кольцевого пространства (МКП), обеспечивающее отбор по центральной лифтовой колонне, достаточный для выноса жидкости из ствола скважины, значение которого определяют в зависимости от давления в газосборном коллекторе по режимной карте скважины, составленной на основе результатов газодинамических исследований.
Новизной предложенного способа является то, что режим работы скважины осуществляют только с помощью регулирующего штуцера, расположенного на пути потока межколонного кольцевого пространства, степенью открытия которого задают давление на устье МКП, обеспечивающее отбор по центральной лифтовой колонне, необходимый для выноса жидкости из ствола скважины, при этом, в отличие от прототипа, значение давления определяют в зависимости от давления в газосборном коллекторе.
Изобретение иллюстрируется чертежом, на котором изображена принципиальная схема скважины, оснащенная концентрической лифтовой колонной с применением оборудования, необходимого для управления режимом работы.
Предложенный способ может быть реализован при помощи скважины, оборудованной концентрической лифтовой колонной, включающей в себя: интервал перфорации 1; центральная лифтовая колонна 2; основная лифтовая колонна 3; эксплуатационная колонна 4; кольцевое пространство 5; фонтанная арматура 6; левая верхняя рабочая задвижка 7; левая верхняя контрольная задвижка 8; правая верхняя контрольная задвижка 9; правая верхняя рабочая задвижка 10; левая нижняя контрольная задвижка 11; левая нижняя рабочая задвижка 12; правая нижняя рабочая задвижка 13; правая нижняя контрольная задвижка 14; регулирующий штуцер 15; регистраторы технологических параметров 16 и 17; манометры 18 и 19; трубопровод устьевой обвязки линии МКП 20; трубопровод устьевой обвязки 21 линии концентрической лифтовой колонны; трубопровод объединенного потока 22 идущий в газосборный коллектор.
Способ реализуется следующим образом.
Отбор газа из интервала перфорации 1 осуществляют по центральной лифтовой колонне 2 и/или кольцевому пространству 5, при этом вместе с газом из интервала перфорации 1 скважины по центральной лифтовой колонне 2 выносится жидкость. В случае снижения скорости в центральной лифтовой колонне 2 жидкость перестает выноситься из скважины и стекает обратно на забой. Поэтому для регулирования скоростей газового потока в центральной лифтовой колонне 2 и кольцевом пространстве 5 используют регулирующее устройство 15, степень открытия которого задают вручную в соответствии со значением, указанным в режимной карте скважины. При устойчивой работе скважины задвижки 7 и 12 закрыты, а задвижки 8, 9, 10, 11,13, 14 - открыты. С помощью регистраторов технологических параметров 16, установленного на трубопроводе устьевой обвязки МКП 20, и 17, установленного на трубопроводе устьевой обвязки ЦЛК 21, осуществляют замер давления газа до регулирующего штуцера 15 и на трубопроводе центральной лифтовой колонны 21, далее эту информацию передают по радиоканалу через антенну на пульт управления установки комплексной подготовки газа (УКПГ). Полученную информацию обрабатывают, идентифицируют в соответствии с режимной картой скважины, давлением в газосборном коллекторе 22 и принимают решение для изменения проходного сечения регулирующего штуцера 15 персоналом УКПГ. При уменьшении проходного сечения регулирующего штуцера 15 скорость движения газа по кольцевому пространству 5 снижается, а скорость движения газа в центральной лифтовой колонне 2 возрастает, что обеспечивает условия для выноса жидкой фазы с забоя скважины вместе с потоком газа. В случае неработоспособности регистраторов технологических параметров 16,17 контроль устьевого давления и давления в газосборном коллекторе 22 осуществляют по манометрам 18 и 19, установленных на трехходовые краны.
Использование предложенного технического решения позволит обеспечить условия для непрерывного удаления жидкости из ствола газовых скважин, склонных к «самозадавливанию», с одновременным регулированием суммарного дебита скважины, что, в конечном итоге, позволит оптимизировать режим работы газовой скважины на стадии падающей добычи и позволит эксплуатировать скважину без остановок и продувок, а также устранить недостатки способа-прототипа, в частности, повысить технологические возможности способа, заключающиеся в снижении капиталовложений при эксплуатации газовой скважины с использованием автоматизированного управляющего комплекса, оборудованного технически и технологически сложными средствами автоматического управления и регулирования, и необходимостью электрификации скважины для обеспечения работы комплекса.
Заявляемый способ реализован на скважине 8142 Уренгойского газопромыслового управления ООО «Газпром добыча Уренгой». В эксплуатационную колонну диаметром 219 мм «самозадавливающейся» газовой скважины опущена основная лифтовая колонна диаметром 168 мм, в которую дополнительно опущена центральная лифтовая колонна диаметром 60,3 мм с размещением нижнего торца центральной лифтовой колонны на 2 м ниже торца основной лифтовой колонны, при этом между основной и центральной лифтовой колоннами образовано кольцевое пространство. Скважина оборудована фонтанной арматурой марки АФ6 100/50×14 К1 ХЛ, включающей трубопроводы устьевой обвязки, соединенные с кольцевым пространством. На фонтанной арматуре последовательно установлены струнные задвижки марки ЗМС1-65×21, инструментальный фланец, регистратор технологических параметров РТП-04 и регулирующее устройство. Трубопровод устьевой обвязки соединен с трубным пространством центральной лифтовой колонны, на котором последовательно установлены струнные задвижки марки ЗМС 50×14 К1 и регистратор технологических параметров РТП-04. На выходе трубопроводы устьевой обвязки объединены в общий трубопровод устьевой обвязки. После ввода скважины в эксплуатацию выполнен комплекс газодинамических исследований, по результатам которых составлена режимная карта скважины, где определено необходимое давление на устье межкольцевого пространства (РуМКП) в зависимости от давления в газосборной сети для создания условия выноса с забоя скважины жидкости (приведено в табл. 1).
Отбор газа из интервала перфорации осуществлялся по центральной лифтовой колонне и кольцевому пространству. Вместе с газом из интервала перфорации и забоя скважины по центральной лифтовой колонне жидкость поднималась со скоростью более 4 м/с. В результате снижения скорости в центральной лифтовой колонне жидкость переставала выноситься из скважины и стекала обратно на забой. С регистраторов, установленных на инструментальном фланце информация по радиоканалу передавалась на пульт управления УКПГ, где информация обрабатывалась, идентифицировалась в соответствии с режимной картой скважины, давлением в газосборном сети, и далее, персоналом УКПГ, принималось решение для изменения проходного сечения регулирующего штуцера. Как видно из таблицы 1, устойчивый режим работы скважины с одновременной работой по центральной лифтовой колонне и межкольцевому пространству при давлении в газосборной сети от 1,09 до 1,16 МПа соблюдается при поддержании давления на устье межкольцевого пространства от 1,29 до 1,36 МПа.