Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБВОДНЕННЫХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности, к способам эксплуатации обводненных газовых скважин и транспортировке их продукции.

Известен способ удаления жидкости из газовых скважин и шлейфов (см. патент РФ 2017941) включающий, транспортировку пластового флюида со скважин на гребенку установки комплексной подготовки газа, сепарацию пластового флюида для отделения от газа влаги и механических примесей, компримирование газа, ввод в газовый поток абсорбента, вывод из газового потока абсорбента, вывод газа из установки, подачу в эжектор части газа после компримирования, периодическую транспортировку со скважины или скважин низконапорного пластового флюида через гребенку в эжектор при пониженном давлении и повышенной скорости, понижение устьевого и забойного давления скважины и увеличение скорости транспортировки пластового флюида в скважине, вынос из скважины и шлейфа жидкости на установку комплексной подготовки газа, подачу газовой смеси из эжектора в гребенку, смешивание газовой смеси после эжектирования с газом со скважин установки комплексной подготовки газа.

Недостатком способа является периодическая транспортировка со скважин низконапорного пластового флюида, что становится причиной переменного давления на устье скважины и связанного с этим колебаниями депрессии на пласт. Знакопеременные давления в призабойной зоне пласта способствует разрушению горной породы с выносом песка в скважину и образованием песчанных пробок на забое. В результате снижается дебит скважины вплоть до полной остановки и требуется проведение ремонтных работ. Кроме этого при отрицательной температуре окружающей среды из-за транспортировки газа совместно с жидкостью по трубопроводу на установку комплексной подготовки газа возможно образование в трубопроводе гидратных или ледяных пробок. Из-за отсутствия данных об объемах выносимой жидкой фазы при циклическом изменении давления в скважине для предотвращения гидрато- и льдоотложений требуется подача избыточного количества ингибитора гидрато- или льдообразования.

Наиболее близким аналогом к предлагаемому техническому решению является способ удаления жидкости с забоя газовой скважины по технологии эксплуатации по концентрическим лифтовым колоннам (В.З. Минликаев, Д.В. Дикамов, С.В. Мазанов, А.Ю. Корякин, М.А. Донченко / Опыт эксплуатации скв. 514 сеноманской залежи Уренгойского НГКМ, оборудованной концентрическими лифтовыми колоннами // Газовая промышленность / Ежемесячный научно-технический и производственный журнал. - М.: Газоил пресс, 2015. - №5. С. 29-33), включающий подачу пластового флюида из пласта в скважину, разделение пластового флюида на забое скважины на газовый поток и газожидкостной поток, транспортировку газового потока на устье скважины со скоростью, не обеспечивающей подъем жидкости, транспортировку газожидкостного потока на устье скважины с давлением выше, чем у газового потока и со скоростью, обеспечивающей подъем жидкости, введение газожидкостного потока в газовый поток, введение в продукцию скважины ингибитора гидрато- и льдообразования, транспортировку продукции скважины с ингибитором гидрато- и льдообразования на установку комплексной подготовки газа.

Данный способ обеспечивает устойчивую работу скважины при постоянной депрессии на пласт благодаря поддержанию заданного различного давления в межколонном пространстве и центральной лифтовой колонне и транспортировке газожидкостного потока по центральной лифтовой колонне со скоростью, обеспечивающей подъем

жидкости на устье скважины. При этом предотвращается образование песчанных пробок на забое скважины, а равномерный вынос жидкости из скважины позволяет сократить расход ингибитора гидрато- и льдообразования.

Недостатком способа является то, что транспортировка по газосборному трубопроводу газа со скважинной жидкостью на установку комплексной подготовки газа приводит к снижению гидравлической эффективности газосборного трубопровода. Из-за дополнительного гидравлического сопротивления в газосборном трубопроводе увеличивается устьевое давление газового потока и газожидкостного потока и забойное давление скважины. В результате этого снижается дебит скважины. Кроме этого при определенной температуре окружающей среды для предотвращения образования гидратов и льда в газосборном трубопроводе требуется подача ингибитора гидрато- и льдообразования в продукцию скважины.

Целью изобретения является увеличение дебита газовой скважины и сокращение расхода ингибитора гидрато- и льдообразования за счет повышения гидравлической эффективности газосборного трубопровода и снижение его влияния на эксплуатационные характеристики обводненной газовой скважины.

Поставленная цель достигается следующим образом.

В способе удаления жидкости с забоя газовой скважины по технологии эксплуатации по концентрическим лифтовым колоннам включающем, подачу пластового флюида из пласта в скважину, разделение пластового флюида на забое скважины на газовый поток и газожидкостной поток с механическими примесями, транспортировку газового потока на устье скважины со скоростью, не обеспечивающей подъем жидкости, транспортировку газожидкостного потока с механическими примесями на устье скважины с давлением выше, чем у

газового потока и со скоростью, обеспечивающей подъем жидкости с механическими примесями, введение в продукцию скважины ингибитора гидрато- и льдообразования, транспортировку продукции скважины с ингибитором гидрато- и льдообразования на установку комплексной подготовки газа, в отличие от прототипа газожидкостной поток после устья скважины направляют на сепарацию для отделения от газа жидкой фазы, отделяют взвешенные частицы от жидкой фазы, выводят осадок, направляют очищенную жидкую фазу в расположенную рядом поглощающую скважину, вводят отсепарированный газ в газовый поток, вводят в смешанный газовый поток ингибитор гидрато- и льдообразования, транспортируют смешанный газовый поток с ингибитором гидрато- и льдообразования на установку комплексной подготовки газа.

Предлагаемое изобретение поясняется технологической схемой на фиг. 1.

На иллюстрации обозначены следующие элементы:

1 - добывающая скважина;

2 - перфорационные отверстия;

3 - лифтовая колонна;

4 - центральная лифтовая колонна;

5 - трубопровод;

6 - редуцирующее устройство;

7 - трубопровод;

8 - трубопровод;

9 - сепаратор;

10 - трубопровод;

11 - трубопровод;

12 - газосборный трубопровод;

13 - трубопровод;

14 - фильтр;

15 - трубопровод;

16 - трубопровод;

17 - поглощающая скважина.

Пластовый флюид через перфорационные отверстия 2 поступает на забой добывающей скважины 1, и из-за различных давлений в лифтовой колонне 3 и центральной лифтовой колонне 4, а также за счет разной высоты подвески лифтовой колонны 3 и центральной лифтовой колонны 4 разделяется на газовый поток и газожидкостной поток. Газовый поток направляется в лифтовую колонну 3 и поднимается на устье скважины, после чего поступает в трубопровод 5 для подачи в редуцирующее устройство 6, с помощью которого ограничивается дебит по лифтовой колонне и создается давление в ней выше, чем в центральной лифтовой колонне 4. Из редуцирующего устройства 6 газовый поток направляют в трубопровод 7.

Газожидкостной поток направляется в центральную лифтовую колонну 4 и поднимается на устье скважины. По трубопроводу 8 направляют газожидкостной поток в сепаратор 9 для отделения от газа жидкой фазы. Отсепарированный газ по трубопроводу 10 вводят в газовый поток трубопровода 7. Вводят в смешанный газовый поток трубопровода 7 ингибитор гидрато- и льдообразования по трубопроводу 11. Подают смешанный газовый поток с ингибитором гидрато- и льдообразования из трубопровода 7 в газосборный трубопровод 12, по которому газ транспортируется на установку комплексной подготовки газа.

Жидкую фазу из сепаратора 9 направляют по трубопроводу 13 в фильтр 14 для отделения взвешенных веществ. По трубопроводу 15 выводят из фильтра 14 осадок, а очищенную жидкую фазу из фильтра 14 по трубопроводу 16 направляют в рядом расположенную поглощающую скважину 17.

Такое изобретение обеспечивает транспортировку газа со скважины без скважинной жидкости на установку комплексной подготовки газа и снижение гидравлических потерь в газосборном трубопроводе при транспортировке смешанного газового потока с ингибитором гидрато- и льдообразования. В результате увеличивается пропускная способность газосборного трубопровода и его производительность, что позволяет снизить устьевое давление и увеличить дебит скважины. Также сокращается расход метанола для предупреждения гидрато- и льдообразования при транспортировке газа по газосборному трубопроводу.

Для оценки эффективности предложенного способа на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении было проведено технологическое моделирования процесса эксплуатации обводненной газовой скважины, газосборный трубопровод от которой имеет длину 6650 м, диаметр 273 мм, толщину стенки 14 мм. Устьевое давление добывающей скважины определяется входным давлением на УКПГ и гидравлическими потерями давления в газосборном трубопроводе. В таблице 1 приведены параметры работы добывающей скважины и газосборного трубопровода 12 от скважины на установку комплексной подготовки газа до и после реализации изобретения.

По изобретению дебит газа добывающей скважины благодаря снижению гидравлических потерь давления в газосборном трубопроводе 12 (в 3,4 раза) и уменьшению устьевого давления больше на 18%, чем по прототипу. Удельный расход метанола, предотвращающий образование льдоотложений до температуры минус 7°С, снизился в 19,8 раза.