Результат интеллектуальной деятельности: Способ эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено при эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин.

Для эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин в них спускают лифтовые колонны (ЛК), состоящие из насосно-компрессорных труб (НКТ), предназначенные для транспорта флюида от забоя к устью скважины в любых осложненных условиях (при наличии коррозионно-активных компонентов, воды, газового конденсата, нефти, механических примесей и т.д.). В процессе эксплуатации скважин по НКТ, спущенной в скважину, по мере снижения пластового давления и увеличения объема поступающей жидкости, перестают обеспечиваться условия выноса жидкости на устье скважины (снижается скорость газа), в результате жидкость скапливается на забое, это приводит к снижению рабочего дебита и в ряде случаев к самозадавливанию скважины.

Чтобы предотвратить самозадавливание скважину глушат специальными жидкостями, извлекают существующую ЛК и спускают новые НКТ меньшего диаметра.

Обычно после глушения продуктивные характеристики скважины ухудшаются, снижаются фильтрационно-емкостные свойства. На истощаемых месторождениях с низкими пластовыми давлениями в результате глушения, в ряде случаев скважины вообще не удается освоить. В связи с этим появляется необходимость производить работы без глушения скважин.

Из уровня техники известен способ эксплуатации скважины путем замены НКТ на трубы меньшего диаметра (Бузинов С.Н. Обоснование оптимального диаметра лифтовых колонн // Проблемы добычи газа. - М.: ВНИИГАЗ, 1979. -с.117-125). Описывается, что из-за того, что в результате уточнения технологических режимов дебиты отдельных единичных скважин ограничены до 200 тыс.м3/сут. и менее, что может вызвать осложнения при эксплуатации скважин с большим диаметром лифтовых колонн. Это обуславливает необходимость замены лифтовых труб в этих скважинах на меньший диаметр.

Из уровня техники известен также способ эксплуатации скважины путем замены НКТ на трубы меньшего диаметра (Джеймс Ли, Генри В. Никенс, Майкл Уэллс. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин/ перевод с английского. - М.: ООО "Премиум Инжиниринг", 2008. - 384 с, ил. (глава 5)).

Площадь поперечного сечения канала, через который ведется добыча газа (это могут быть НКТ, затрубное пространство, или и то, и другое одновременно), определяет пропускная способность колонны малого диаметра, или сифонной колонны, устанавливаемой для увеличения скорости потока, или просто определяет, насколько эффективно и долго колонна труб, по которой производится добыча газа, будет обеспечивать работу скважины.

Выбор НКТ для конкретной скважины состоит в том, чтобы, с одной стороны, иметь трубы с диаметром НКТ достаточно большим, тем самым исключая чрезмерное трение, а с другой стороны - достаточно малым, тем самым увеличивая скорость потока и, следовательно, исключая возможность скопления жидкости. Цель выбора - выбрать такую конструкцию лифтовой колонны, которая удовлетворяла бы этим требованиям по всей ее длине. Желательно также, чтобы эти требования удовлетворялись в течение длительного периода времени (несколько лет), прежде чем возникнет необходимость в замене конструкции скважины на новую.

Выбор диаметра НКТ для замены труб производится методом узлового анализа (совмещение характеристики пласта и лифтовой колонны) и понятии критической скорости (минимальная скорость, при которой происходит вынос жидкости). При выборе диаметра НКТ для уменьшения скопления жидкости следует учитывать продуктивные характеристики пласта, лифта и критической скорости. Для предупреждения скопления жидкости при работе скважины и обоснования спуска труб меньшего диаметра необходимо учитывать характер изменения дебита скважины и давления в пласте и на устье во времени.

Спуск в скважину труб меньшего диаметра позволяет увеличить скорость потока до заданного значения и обеспечить вынос жидкости из скважины в течение длительного времени. Вообще говоря, более высокая скорость уменьшает задержку жидкости (доля объема НКТ, занимаемая жидкостью, %) и снижает динамическое забойное давление, которое связано с воздействием силы тяжести на поток в НКТ. Излишнее уменьшение диаметра приводит к избыточным потерям давления на трение и способствует повышению динамического забойного давления.

Принимая решение о спуске лифтовой колонны меньшего диаметра, следует иметь в виду, что в дальнейшем может потребоваться следующая замена. Необходимо оценивать длительность использования колонны НКТ малого диаметра, используя для этого метод узлового анализа или сравнение с имеющимся опытом эксплуатации аналогичных конструкций.

Если в колонне НКТ малого диаметра происходит накопление жидкости, то невозможно производить свабирование и применять для подъема жидкости азотный лифт. Один и тот же объем жидкости может быть пренебрежимо малым для НКТ большого диаметра и значительным для НКТ малого диаметра (с точки зрения давления, создаваемого столбом жидкости в колонне).

Ограничивается добычной потенциал скважины (скважина может работать с большим дебитом, однако это приведет к большим потерям по стволу и быстрому истощению пластовой энергии).

Недостатком данных аналогов является то, что эксплуатация скважины осуществляется по лифтовой колонне, где при смене НКТ на трубы меньшего диаметра улучшаются условия для выноса жидкости, однако для смены НКТ необходимо производить глушение скважин, что для скважин с низкими пластовыми давлениями существенно снижает фильтрационно-емкостные свойства пласта. По мере снижения пластового давления и увеличения объема поступающей жидкости операцию по замене НКТ на трубы меньшего диаметра необходимо производить снова.

Типовая схема скважины при замене НКТ на трубы меньшего диаметра представлена на фиг.1). Из уровня техники известен также способ эксплуатации газовой скважины (Патент на изобретение №2513942), в котором газовую скважину снабжают основной лифтовой колонной и концентрично размещенной в ней центральной лифтовой колонной с образованием кольцевого пространства между ними. Торец центральной лифтовой колонны размещают ниже торца основной лифтовой колонны, а отбор газа осуществляют одновременно по центральной лифтовой колонне и кольцевому пространству. При этом на устье скважины имеется управляющий комплекс, с помощью которого анализируют полученные данные и подают команду на автоматический регулирующий клапан расхода газа, оптимизируя суммарный дебит скважины.

Недостатком данного аналога является то, что для стабильной работы скважины необходимо устанавливать управляющий комплекс, который позволяет регулировать потоки газа по центральной лифтовой колонне и кольцевому пространству, а также поддерживать в требуемом диапазоне значение дебита газа по центральной лифтовой колонне для обеспечения условий выноса жидкости. Кроме того, требуется замена стандартной фонтанной арматуры на модифицированную, позволяющую производить эксплуатацию скважины по двум каналам - ЦЛК и МКП.

Предлагаемый способ эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, в том числе обводненных, заключается в том, что на фонтанной арматуре над крестовиной дополнительно устанавливают трубодержатель и задвижку, производят расчет условий для спуска гибкой длинномерной лифтовой колонны (ГДЛК) и эксплуатации скважины по кольцевому каналу (пространству) между НКТ и ГДЛК, а именно, рассчитывают минимально допустимый дебит в скважине для текущей насосно-компрессорной трубы (НКТ), обеспечивающий непрерывный вынос жидкости в данной НКТ, определяют там забойное давление, определяют дебит в скважине , сравнивают значения минимального дебита и расчетного дебита и далее делают вывод о необходимости спуска в скважину ГДЛК, причем спуск производится без глушения скважины, управление производится в ручном режиме, и дальнейшая эксплуатация скважины происходит по кольцевому каналу (пространству), образованному между НКТ и ГДЛК, до момента прекращения условий по обеспечению выноса жидкости по межтрубному кольцевому пространству (МКП). По мере снижения пластового давления или изменении других условий, которые привели к нарушению условий выноса жидкости по МКП при спущенной ГДЛК, производят модернизацию фонтанной арматуры путем установки дополнительной крестовины с соответствующей обвязкой и устанавливают управляющий комплекс для обеспечения регулирования потоков по центральной лифтовой колонне (ЦЛК) и МКП. (фиг.2).

Таким образом, создаются условия для выноса жидкости из скважины по межтрубному кольцевому пространству (МКП). На фиг.1 обозначены: 1 -лифтовая колонна (НКТ); 2 - задвижка; 3 - устройство регулирования дебита скважины; 4 - крестовина; 5 - ГДЖ (ЦЛК); 6 - трубодержатель; 7 - крестовина (дополнительная); 8 - управляющий комплекс (УК).

В случае невозможности эксплуатации скважины в данный момент времени без управляющего комплекса (в ручном режиме) - значительные скачки давления в газосмесительной станции (ГСС), значительное влияние на режим работы соседних скважин в кусте и т.п., производится также установка управляющего комплекса (в урезанном варианте, т.к. эксплуатация по одному каналу). При переводе на эксплуатацию скважины по двум колоннам управляющий комплекс модернизируется (дооснащается необходимым оборудованием).

По мере снижения пластового давления или изменении других условий, которые привели к нарушению условий выноса жидкости по МКП при спущенной ГДЛК, производят модернизацию фонтанной арматуры, (фиг.3) - устанавливают дополнительно крестовину 7 с обвязкой, с целью обеспечения возможности эксплуатации скважины по двум каналам - МКП и ЦЛК, и предусматривают установку управляющего комплекса 8 для обеспечения регулирования потоков по ЦЛК и МКП. Таким образом, это позволяет более рационально эксплуатировать скважину с точки зрения сохранения пластовой энергии.

Технический результат предлагаемого изобретения выражается в обеспечении условий выноса жидкости, рациональном использовании пластовой энергии, сокращении затрат на требуемое оборудование (управляющий комплекс, единовременная полная модернизация фонтанной арматуры), а также предотвращения процедур, связанных с глушением скважины.

Для выбора оптимального диаметра ЦЛК производят расчет работы скважины после спуска предполагаемой ЦЛК при текущих термобарических условиях работы скважины, так и прогнозный расчет на 3-5 лет (расчет производят для всех труб из ряда 73, 89, 102, 114 мм). Строят графические зависимости (индикаторные кривые) работы скважины для всех труб. Выбор оптимального диаметра ЦЛК производится путем определения варианта с максимально близким режимом работы скважины к проектному (обеспечиваются минимальные потери давления, требуемый дебит, выполняются условия ограничения скважины и т.п.).

Расчет режимов работы скважины проводят, например, по методике, предложенной в СТО Газпром 2-2.3-1017-2015 «Эксплуатация газовых скважин месторождений Надым-Пур-Тазовского региона по концентрическим лифтовым колоннам».

Обозначения:

- минимальная допустимая скорость газа, необходимая для выноса жидкости, м/с (Точигин А.А., Одишария Г.Э. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей. - М.: Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий. Ивановский государственный энергетический университет, 1998. - 400 с);

- внутренний диаметр ЛК, м;

- эквивалентный диаметр, м;

- пластовое давление, МПа;

- устьевое давление, МПа;

- забойное давление, МПа;

- приведенное давление,

- критическое давление газа, МПа;

- давление (среднее по лифтовой колонне), МПа,

- давление в стандартных условиях, 10⁵ Па;

- пластовая температура, К;

- температура в стандартных условиях, 273,15 К;

- забойная температура, К;

- температура газа (средняя по колонне);

- температура на устье скважины, К;

- приведенная температура, К;

- критическая температура газа, К;

- эмпирический коэффициент;

- ускорение свободного падения, 9,8 м/с²;

- экспонента (число Эйлера ≈ 2,718);

- коэффициент поверхностного натяжения жидкости, Н/м;

- плотность жидкости, кг/м³;

- угол наклона ЛК к горизонту, град;

- плотность газа на забое, кг/м³.

- плотность газа в стандартных условиях, кг/м³;

- безразмерный параметр;

- коэффициент сопротивления ствола скважины;

- относительная плотность газа по воздуху;

- длина ЛК, м;

- коэффициент сверхсжимаемости газа (средний по колонне);

- коэффициент гидравлического сопротивления колонны;

- коэффициент гидравлического сопротивления МКП;

- линейный коэффициент фильтрационного сопротивления пласта,

- квадратичный коэффициент фильтрационного сопротивления пласта,

- дебит газа по МКП, тыс.м³/сут.

Исходные данные для расчета приведены в таблице 1.

1. Расчет минимально допустимого дебита для текущей насосно-компрессорной трубы.

1.1. Определяют приведенную температуру для забойных (пластовых) условий по формуле

1.2. Определяют приведенное давление для забойных (пластовых) условий по формуле

1.3. Определяют коэффициент сверхсжимаемости для забойных (пластовых) условий по формуле

1.4. Рассчитывают плотность газа в рабочих условиях на забое по формуле

1.5. Определяют минимально допустимую скорость газа для выноса жидкости по формуле:

1.6. Определяют значение минимально допустимого дебита газа, для непрерывного выноса жидкости по текущей НКТ по формуле:

1.7. Значение минимально допустимого дебита газа Q_min умножаем на коэффициент 1,1

2. Определение забойного давления в скважине для текущей насосно-компрессорной трубы.

Определяют забойное давление в скважине (решается методом последовательных приближений) для текущей НКТ (показан последний шаг решения).

2.1. Рассчитывают среднее значение температуры по стволу скважины по формуле

2.2. Рассчитывают приведенное значение температуры по формуле

2.3. Рассчитывают среднее значение давления по стволу скважины по формуле

2.4. Рассчитывают приведенное значение давления по формуле

2.5. Рассчитывают среднее по стволу значение коэффициента сверхсжимаемости газа по формуле

2.6. Рассчитывают параметр S по формуле

2.7. Рассчитывают коэффициент сопротивления ствола скважины 9 по формуле:

2.8. Рассчитывают забойное давление для текущей НКТ по формуле

2.9. Определяют дебит скважины по формуле

Учитывая, что скважина не может обеспечить вынос жидкости с забоя, необходимо произвести спуск ГДЛК и эксплуатировать скважину по МКП для обеспечения выноса жидкости.

3. Определение значения минимально допустимого дебита газа по МКП

В качестве примера расчет будет произведен для ГДЛК наружным диаметром 73 мм и внутренним 50 мм.

3.1. Определяют значение эквивалентного диаметра по формуле

3.2. Определяют минимально допустимый дебит газа по МКП по формуле

4. Расчет значения давления на забое скважины при движении газа только по МКП

4.1. Рассчитывают среднее значение температуры по МКП по формуле

4.2. Рассчитывают приведенное значение температуры по формуле

4.3. Рассчитывают среднее значение давления по МКП по формуле

4.4. Рассчитывают приведенное значение давления по формуле

4.5. Рассчитывают среднее по МКП значение коэффициента сверхсжимаемости газа по формуле

4.6. Рассчитывают параметр S по формуле

4.7. Рассчитывают коэффициент сопротивления МКП по формуле

4.8. Рассчитывают забойное давление для МКП по формуле

4.9. Рассчитывают новое значение дебита скважины по формуле

4.10. Так как значение дебита скважиныбольше значения минимально допустимого дебита газа по МКП, то эксплуатация скважины производится только по МКП до тех пор, пока обеспечивается данное условие. После этого производится модернизация фонтанной арматуры с установкой управляющего комплекса и дальнейшая работа скважины осуществляется по КЛК. Производится расчет режимов работы скважины по КЛК:

4.11. Определяют минимально допустимый дебит газа по ЦЛК по формуле

4.12. Значение минимально допустимого дебита газа по ЦЛК, умножаем на коэффициент 1,1

5. Расчет режима работы скважины при эксплуатации по центральной лифтовой колонне и межколонному кольцевому пространству

5.1. Расчет значения давления на забое скважины по центральной лифтовой колонне

5.1.1. Рассчитывают среднее значение температуры по ЦЛК по формуле:

5.1.2. Рассчитывают приведенное значение температуры по формуле:

5.1.3. Рассчитывают среднее значение давления по ЦЛК по формуле:

5.1.4. Рассчитывают приведенное значение давления по формуле:

5.1.5. Рассчитывают среднее по ЦЛК значение коэффициента сверхсжимаемости газа по формуле:

5.1.6. Рассчитывают параметр S по формуле:

5.1.7. Рассчитывают коэффициент сопротивления ЦЛК по формуле:

5.1.8. Рассчитывают забойное давление для ЦЛК по формуле

5.1.9. Рассчитывают новое значение дебита скважины по формуле

5.2. Определяем значение давления на устье скважины в МКП

5.2.1. Определяем значение дебита газа по МКП по формуле

5.2.2. Рассчитывают среднее значение температуры по МКП по формуле:

5.2.3. Рассчитывают приведенное значение температуры по формуле:

5.2.4. Рассчитывают среднее значение давления по МКП по формуле:

5.2.5. Рассчитывают приведенное значение давления по формуле:

5.2.6. Рассчитывают среднее по МКП значение коэффициента сверхсжимаемости газа по формуле:

5.2.7. Рассчитывают параметр S по формуле:

5.2.8. Рассчитывают коэффициент сопротивления МКП по формуле:

5.2.9. Рассчитывают давление на устье скважины в МКП по формуле

5.2.10. Сравнивают давление на устье скважины в МКП с давлением в шлейфе (давлением на устье в ЦЛК).

1,398 > 1,35 - таким образом подтверждается необходимость установки управляющего комплекса, для регулирования потоков по МКП и ЦЛК.