СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ САМОЗАДАВЛИВАЮЩЕЙСЯ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки, в режиме самозадавливания, а также скважин, выносящих техногенную жидкость после капитального ремонта.

В настоящее время многие месторождения вступают в завершающую стадию разработки, характеризующуюся снижением пластовой энергии, что в свою очередь ведет к созданию условий для скопления жидкости на забое скважин. Под воздействием все увеличивающегося объема этой жидкости скважины останавливаются, так как энергии пласта и соответственно скорости восходящего потока газа не достаточно для выноса жидкости на поверхность. При достижении определенной высоты столба этой жидкости на забое, газ из пласта не может преодолеть жидкостной барьер и скважина самозадавливается [Кустышев А.В. Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири.- М.: ООО «Газпром экспо», 2010.- 212 с.].

В условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД), для обеспечения бесперебойного режима работы скважины необходимо исключить накопление жидкости на забое. При этом скорость газожидкостного потока в лифтовой колонне должна быть не менее 5 м/с. [Теория и практика капитального ремонта газовых скважин в условиях пониженных пластовых давлений / М.Г. Гейхман и др.- М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2009.-208 с.].

Так как зачастую в условиях АНПД, при существующем большом диаметре лифтовых труб (до 168 мм) это условие не может быть выполнено, возникает необходимость проведения ГТМ (геолого-технических мероприятий).

К основным типам ГТМ можно отнести:

- проведение капитального ремонта скважин (КРС), включающего замену НКТ (насосно-компрессорные трубы) на меньший диаметр;

- периодическая продувка ствола скважин с выпуском газожидкостной смеси в атмосферу;

- технология плунжерного лифта;

- технология концентрического лифта;

- циклическая закачка сухого газа в затрубное пространство;

- технология раздельного компремирования установкой на кустах МКУ (модульной компрессорной установки);

- обработка скважин ПАВ (поверхностно-активное вещество).

В настоящее время широкое применение из них нашли только периодические продувки, обработки составами ПАВ и проведение КРС. С точки зрения используемого оборудования, техники и материалов продувка ствола скважин является наиболее простым мероприятием. Однако она имеет существенные недостатки: резкое повышение депрессии на пласт, что приводит к разрушению призабойной зоны пласта, безвозвратные потери газа и пластовой энергии, отсутствие продолжительного эффекта, негативное воздействие на окружающую среду.

Проведение КРС, применение технологий плунжерного лифта, концентрического лифта, циклической закачки сухого газа в затрубное пространство, установка МКУ требуют значительных капитальных вложений.

Наиболее доступным способом удаления скапливающейся на забое жидкости является ввод в скважину ПАВ, переводящих жидкость или газожидкостную смесь в пену, которая выносится с забоя скважины даже при низкой производительности.

Известен способ удаления жидкости из скважины [RU №2317412 С1, МПК Е21В 43/22 (2006.01), опубл. 20.02.2008], включающий введение самогенерирующего пенообразующего состава на забой скважины в виде твердых шашек двух типов различных по составу: основу шашки одного типа составляет нитрит щелочного металла, основу шашки другого типа - сульфаминовая кислота, при этом шашки обоих типов содержат неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ. Эффективность удаления жидкости из скважины предлагаемым способом обусловлена тем, что при взаимодействии шашек двух типов выделяется азот, а в присутствии поверхностно-активных веществ образуется пена с высокой кратностью. Высокократная пена имеет плотность в 5-10 раз меньше плотности любой скважинной жидкости (пластовой воды, газового конденсата или нефти) и, следовательно, ее использование позволяет существенно снизить давление на пласт, что в свою очередь приводит к выбросу облегченной скважинной жидкости пластовым давлением газа или нефти и тем самым эффективно удаляет жидкость из скважины.

К недостаткам способа можно отнести отсутствие продолжительного эффекта и необходимость постоянно проводить обработки, что сложно осуществить в условиях крупного месторождения с большим добывающим фондом скважин.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка способа эксплуатации самозадавливающейся газовой скважины, который обеспечивает ее стабильную эксплуатацию с максимальной продуктивностью, не оказывая при этом негативного влияния на оборудование газосборной сети (ГСС) и оборудование систем подготовки газа, а также не требует существенных материально-технических затрат и проведения КРС с глушением.

Технический результат заключается в увеличении периода между обработками скважины ПАВ, а также увеличении ее продуктивности благодаря отсутствию негативного влияния столба жидкости на протяжении всего времени между обработками.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что способ эксплуатации самозадавливающейся газовой скважины включает введение пенообразующего состава на забой скважины в виде твердых шашек с поверхностно-активным веществом (ТПАВ), количество которых обусловлено достаточностью для вспенивания скопившейся на забое жидкости и выноса ее на поверхность, особенностью является то, что дополнительно на забой скважины вводят ТПАВ, покрытые оболочкой. При этом оболочки ТПАВ имеют различное время растворения для обеспечения постоянного наличия в скважине необходимой концентрации ПАВ и своевременного удаления жидкости в течение продолжительного времени. В качестве оболочки могут выступать, например, оболочки на желатиновой основе или на основе поливинилового спирта (ПВС), имеющие разное время растворения в скважинной жидкости. Кроме того, оболочки ТПАВ могут иметь различную толщину.

Преимуществом данного способа является то, что можно использовать ТПАВ, которое специально разработано для конкретных скважинных условий определенного месторождения и гарантированно обеспечивает качественное вспенивание и вынос жидкости с забоя на поверхность. Комбинирование медленнорастворимых и быстрорастворимых ТПАВ, имеющих собственные составы, не гарантирует качественный результат, поэтому целесообразнее использовать специально разработанные составы и заключать их в оболочку. Таким образом, заявляемая совокупность действий и их последовательность позволит обеспечить бесперебойную работу обводняющейся скважины в течение продолжительного времени, а также исключит негативное влияние столба жидкости на ее продуктивность.

В [Патенте RU 2546651] рассмотрены некоторые водорастворимые оболочки с различными физико-химическими характеристиками, из результатов исследований видно, что составы оболочек имеют разное время растворения в воде. В таблице 1 представлены некоторые образцы оболочек на основе ПВС.

Таким образом, необходимое время растворения можно достичь как путем применения различных составов, так и увеличением толщины оболочки, покрывающей стержень.

Известно [Патент RU 2581427], что в качестве оболочек могут быть использованы материалы из пленкообразующих полимеров, таких как предполимеры на аминовой основе, например мочевина-, меламин-, бензогуанамин- и гликурил-формальдегидные смолы, и предполимеры типа диметилолдигидроксиэтиленмочевины. Такие предполимеры могут быть использованы в качестве смесей с поливиниловым спиртом, поливиниламинами, акрилатами, аминами, полисахаридами, полимочевинами/уретанами, полиаминокислотами и белками. К подходящим полимерам относятся полиэстеры, в том числе биоразлагаемые, полиамиды, полиакрилаты, полиуретаны, полиэфиры, полимочевины, поликарбонаты, природные полимеры, такие как полиангидриды, полифосфазины, полиоксазолины и обработанные ультрафиолетовым светом полиолефины.

Материалом оболочки может быть поли (этилен-малеиновый ангидрид) и полиамин; воски, например карбовоск, поливинилпирролидон и его сополимеры, такие как поливинилпирролидон-этилакриат, поливинилпирролидон-винилакрилат, поливинилпирролидон-метилакрилат, поливинилпирролидон-винилацетат, поливинилацеталь, поливинилбутираль, полисилоксан, полипропиленмалеиновый ангидрид, производные малеинового ангидрида и сополимеры упомянутых выше веществ, например поливинилметиловый эфир/малеиновый ангидрид. Кроме этого, материалом может быть поливиниловый спирт, поливинилиденхлорид, стирол-бутадиеновый латекс, желатин, аравийская камедь, карбоксиметилцеллюлоза, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза, гидроксиэтилцеллюлоза, другие виды модифицированных целлюлоз, например гидроксипропилметилцеллюлоза, альгинаты, например альгинат натрия, хитозан, казеин, пектин, модофицированный крахмал, поливинилметиловый эфир/малеиновый ангидрид, поли (винилпирролидои/диметиоаминоэтилметакрилат), поли (винилпирролидон/метакриламидопропилтриметиламмония хлорид), меламин-формальдегид и мочевина. Также это может быть гидрофобный материал, такой как поливинилиденхлорид, липиды, воски и их комбинации.

Стержень ТПАВ может быть покрыт любым подходящим способом, например путем осаждения пленкообразующего вещества из раствора, с применением любого подходящего материала, который не вступает в неблагоприятное взаимодействие и не вступает в химическую реакцию со стержнем ТПАВ, негативно сказываясь на его полезных свойствах.

Разрушение оболочки, в которой находится ТПАВ, может осуществляться в течение нескольких часов, дней или месяцев, в зависимости от типа материала, из которого она изготовлена, и скважинных условий. Таким образом, стержень ТПАВ может высвободиться в любой требуемый промежуток времени и обеспечить вынос скопившейся на забое жидкости. По результатам расчета и выбора необходимого количества ТПАВ можно будет создать условия работы скважины без скопления жидкости на забое и перекрытия ей интервала перфорации (ИП) и, следовательно, увеличить ее продуктивность.

На фиг. 1 изображена схема устьевого оборудования самозадавливающейся скважины, с установленным лубрикатором для ввода ТПАВ, где цифрами обозначено: буферная 1 и шлейфовая 2 задвижки фонтанной арматуры, стандартный лубрикатор 3 для спуска глубинных манометров, заглушка 4 лубрикатора.

На фиг. 2 изображен стержень 5 ТПАВ в оболочке 6.

Способ осуществляют следующим образом. В качестве примера возьмем самозадавливающуюся сеноманскую газовую скважину, оснащенную по пакерной схеме, имеющую эксплуатационную колонну 219 мм и лифтовую колонну 168 мм. Уровень столба жидкости которой на 30 м выше текущего забоя. В таком случае сумма объемов жидкости в эксплуатационной и лифтовой колоннах будет равна примерно 1 м³. Для выноса скопившейся жидкости потребуется около 10 стержней ТПАВ, специально разработанных для данного месторождения. Эффект от мероприятия продлится примерно неделю, после чего столб жидкости снова достигнет изначального уровня и потребуется повторное проведение обработки. Для того чтобы сократить число геолого-технических мероприятий (ГТМ) и увеличить срок действия пенообразователя, предлагается введение дополнительного количества стержней с нанесенной полимерной оболочкой, например, на основе ПВС или желатина, имеющей различное время растворения в воде или различную толщину. Применение данного способа позволит увеличить промежуток между обработками скважины с одной недели, до, например, месяца. В течение всего промежутка действия ТПАВ будет исключено накопление столба жидкости и обеспечена работа скважины с максимальной продуктивностью, что подтверждает анализ результатов замеров термобарических параметров (ТБП), который показывает, что при отсутствии столба жидкости рост устьевого давления составляет порядка 0,2 МПа.

Ввод ТПАВ в скважину проводят следующим образом.

Закрывают буферную 1 и шлейфовую 2 задвижки ФА (фонтанной арматуры), после чего на буферную задвижку 1 устанавливают стандартный лубрикатор 3 для спуска глубинных манометров. Опрессовку лубрикатора 3 осуществляют под давлением газа из скважины открытием буферной задвижки 1. После чего ее закрывают и стравливают давление из лубрикатора 3 при помощи вентиля (не показано). Отворачивают заглушку 4 лубрикатора 3 и вводят расчетное количество стержней 5 ТПАВ, на часть из которых нанесено специальное покрытие 6. Заглушку 4 наворачивают на лубрикатор 3 и открывают буферную задвижку 1. Буферную задвижку 1 закрывают, отворачивают заглушку 4 и контролируют падение всех стержней 5 ТПАВ на забой скважины.

Таким образом, заявляемое техническое решение обеспечивает бесперебойную работу самозадавливающейся газовой скважины в течение продолжительного времени, а также исключает негативное влияние столба жидкости на ее продуктивность, обеспечивает ее надежную и безопасную эксплуатацию, увеличивая интервал между обработками ПАВ.