Результат интеллектуальной деятельности: Способ эксплуатации газовой скважины

Изобретение относится к области добычи природного газа и может быть использовано при разработке газовых месторождений, в призабойной зоне скважин которых может происходить гидратообразование.

Известен способ эксплуатации газовых скважин, заключающийся в том, что для предотвращения гидратообразования в призабойной зоне в скважину после ее остановки закачивают ингибитор гидратообразования и продавливают его в пласт. Недостатком этого способа является потребность периодической остановки скважины для закачки ингибитора гидратообразования, поскольку ингибитор в призабойной зоне смешивается с кондесационной водой и выносится на поверхность совместно с продукцией скважины в процессе ее эксплуатации, поэтому возникает потребность для повторных закачек ингибитора гидратообразования в призабойной зоне скважин (Истомин В.А., Квон В.Г. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004, С. 354-357).

Известен также способ эксплуатации газовых скважин с гидратным режимом в призабойной зоне, заключающийся в периодическом прогреве призабойной зоны высокочастотным эектромагнитным нагревателем, которым оборудуют забой скважины, при этом нагреватель включают при полном прекращении притока газа из-за гидратообразования в призабойной зоне, а выключают при достижении лавинообразного выноса гидратных частиц потоком газа (Авторское свидетельство СССР №1726736, кл. Е21В 43/24, 1994).

Недостатком данного способа является необходимость электрификации скважин, сложность процесса слежения за структурой потока продукции скважин, нестабильный режим их работы.

Наиболее близким к описываемому способу является способ эксплуатации газовой скважины, при реализации которого для предотвращения процесса гидратообразования в скважине на ее забой подают ингибитор гидратообразования, при этом при использовании в конструкции скважины пакера для изоляции трубного пространства колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) от затрубного низ колонны НКТ оборудуют ингибиторным клапаном, через который закачиваемый ингибитор в затрубное пространство попадает на забое скважины в трубное пространство (Дегтярев Б.В. и др. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в районах Севера. - М.: Недра, 1970, С. 52-85).

Основным недостатком известного способа является невозможность ликвидации процесса гидратообразования в призабойной зоне скважины.

Технической задачей предлагаемого изобретения является предотвращение гидратообразования в призабойной зоне газовых скважин и обеспечение за счет этого их стабильной работы.

Поставленная техническая задача решается за счет того, что в способе эксплуатации газовой скважины, включающем перфорацию ее обсадной колонны в интервале залегания продуктивной газовой залежи, спуск колонны насосно-компрессорных труб с пакером и ингибиторным клапаном, приведение пакера в рабочее состояние с изоляцией затрубного пространства от трубного и подачу ингибитора гидратообразования по затрубному пространству через ингибиторный клапан в колонну насосно-компрессорных труб в процессе эксплуатации скважины, при разработке газовых залежей с возможностью гидратообразования в призабойной зоне скважин пакер на колонне насосно-компрессорных труб устанавливают ниже кровли продуктивной газовой залежи, а ингибитор гидратообразования дополнительно подают в газовую залежь через перфорационные отверстия выше пакера.

На чертеже представлена схема реализации способа эксплуатации газовой скважины: 1 - газовая залежь, 2 - обсадная колонна, 3 - колонна насосно-компрессорных труб, 4 - циркуляционный клапан, 5 - пакер, 6 - отверстия фильтра в обсадной колонне, 7 - линии тока пластового флюида (газа) в призабойной зоне газовой скважины, 8 - движение продукции скважины по колонне насосно-компрессорных труб, 9 - линии тока ингибитора гидратообразования в затрубное пространство, в циркуляционный клапан и газовую залежь выше пакера.

Сущность изобретения заключается в следующем.

При освоении низкотемпературных газовых залежей возникла проблема обеспечения стабильной добычи природного газа из-за возможного гидратообразования в призабойной зоне эксплуатационных скважин. Ранее была решена проблема возможного гидратообразования в стволе эксплуатационных скважин путем подачи ингибиторов гидратообразования в колонну НКТ через затрубное пространство скважин. В нашем случае, для предотвращения гидратообразования в призабойной зоне скважин, предлагается подавать ингибитор гидратообразования не только в ствол скважины, но и в призабойную зону. Для этого после проводки скважины со вскрытием газовой залежи 1, оборудования ее обсадной колонной 2 и перфорирования в интервале залегания газовой залежи 6 в скважину спускают колонну НКТ 3, оборудованную циркуляционным клапаном 4 и пакером 5, с расположением последнего ниже кровли газовой залежи 1. Скважину осваивают, пакер приводят в рабочее состоянием.

В процессе эксплуатации скважины для предотвращения процесса гидратообразования в призабойной зоне и стволе скважины в затрубное пространство скважины подают ингибитор гидратообразования 9, который через циркуляционный клапан 4 попадает в колонну НКТ 3, а через перфорационные отверстия фильтра выше пакера 5 - в призабойную зону газовой залежи 1. В призабойной зоне ингибитор гидратообразования смешивается с конденсационной водой, выпадающей из пластового газа, в результате чего не происходит образование и накопление гидратов, а также в результате этого не снижается продуктивность скважины. Конденсационная влага в смеси с ингибитором гидратообразования подхватывается потоком пластового газа, выносится на забой и далее по колонне НКТ - на поверхность.

Как показывают исследования, выпадение конденсационной влаги (за счет изменения термобарических параметров потока газа) происходит в непосредственной близости от забоя скважины (на расстоянии до 0,5 м), поэтому закачиваемый ингибитор вполне может достичь такого расстояния и исключить гидратообразование в призабойной зоне.

При таком способе эксплуатации газовой скважины циркуляционный клапан для подачи ингибитора гидратообразования в НКТ может быть исключен, поскольку при установившемся режиме работы скважины достаточно подачи расчетного объема ингибитора гидратообразования в призабойную зону, связывающего влагу, выпадающую в призабойной зоне скважины и в стволе НКТ. Подача (закачка) ингибитора в затрубное пространство может быть организована, например, с помощью широко используемых дозировочных насосов.

Пример реализации способа.

Имеется газовая залежь с пластовым давлением 13,2 МПа, пластовой температурой 9°C. Испытание разведочных скважин показало, что эксплуатационные скважины могут работать с дебитом 300 тыс. м³/сут при забойном давлении 12,2 МПа и устьевом давлении 10 МПа, при этом устьевая температура составляет - 5°C. Как показывают расчеты, равновесная температура гидратообразования в пластовых условиях составляет 21°C, а на устье скважины - 20°C, что говорит о том, что эксплуатация скважин такой газовой залежи возможна только с использованием способов борьбы с гидратообразованием в призабойной зоне и стволе скважины.

Толщина газовой залежи составляет 12 м. После сооружения скважины спускаем колонну НКТ с циркуляционным клапаном и пакером с расчетом установки его на расстоянии 2 м от кровли газовой залежи. После освоения скважины приводим пакер в рабочее состояние.

Определяем объем конденсационной влаги, выпадающей в призабойной зоне и стволе скважины по изменению удельного влагосодержания газа. Для термобарических условий пласта удельное влагосодержание газа составляет 0,115 г/м³, а на устье скважины - 0,08 г/м³. Значит при дебите 300 тыс. м³/сут. будет выпадать ((0,115-0,08)×300000) 10500 г или 10,5 кг конденсационной влаги за сутки. По известным количеству конденсационной влаги (10,5 кг) и разности равновесной температуре гиратообразования и минимальной температуре потока газа (25°C) определяем количество ингибитора гидратообразования (например, этиленгликоля), подаваемого в затрубное пространство:

Q_н=Q_вC₂/(C₁-C₂),

где Q_н - количество ингибитора, кг; Q_в - количество конденсационной влаги, кг; C₁, С₂ - концентрация вводимого (подаваемого) и выводимого ингибитора, %.

Концентрация ингибитора С₂ определяется по необходимому понижению температуры гидратообразования, в нашем примере - это разность температуры потока газа и равновесной температуры гидратообразования на устье - 25°C. Для такой температуры понижения температуры гидратообразования при использовании в качестве ингибитора этиленгликоля С₂ сотавляет 52% (Макогон Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование. - М: Недра, 1985, с. 110-112). При 100%-ной начальной концентрации этиленгликоля потребный объем ингибитора составляет (10,5⋅52/(100-52))11,4 кг.

При использовании описываемого способа эксплуатации газовой скважины в условиях возможного гидратообразования в призабойной зоне нет потребности в подаче электроэнергии к скважине для использования забойных нагревателей, нет потребности в остановке скважины при использовании периодических закачек ингибитора в призабойную зону, имеется возможность обеспечения стабильной работы газовой скважины как на стадии освоения скважины или ее пробной эксплуатации, так и на стадии промышленной эксплуатации.