RU2513942C2 - Способ эксплуатации газовой скважины - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки и, в частности, к эксплуатации газовых скважин, в которых скорость газового потока недостаточна для выноса жидкости с забоя. Обеспечивает возможность оптимизации режима работы газовых скважин, позволяющего эксплуатировать их без остановки для удаления жидкости. Сущность изобретения: по способу 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 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 из центральной лифтовой колонны устанавливают расходомерное устройство, на пути потока из кольцевого пространства 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 и в соответствии с аналитическим выражением. 3 пр., 1 ил.

Description

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.

На завершающей стадии разработки газовых месторождений пластовой энергии не хватает для обеспечения выноса скапливающейся на забое жидкости из скважины. Под воздействием все увеличивающего объема этой жидкости скважины останавливаются, так как энергии пласта и, соответственно, скорости газового потока не достаточно для выноса жидкости на поверхность. При достижении определенной высоты столба этой жидкости на забое газ из пласта не может преодолеть жидкостный барьер и скважина самозадавливается, то есть глушится [Кустышев А.В. Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири. - М.: ООО «Газпром экспо», 2010. - 212 с.]

Для удаления жидкости с забоев газовых скважин применяются различные методы, например:

- продувка ствола скважины в атмосферу или газопровод;

- закачивание на забой жидких или твердых поверхностно-активных веществ;

- уменьшение диаметра лифтовой колонны;

- применение плунжерного лифта.

Известен способ эксплуатации газовых скважин, включающий отбор газа по кольцевому пространству и лифтовой колонне с ограничением отбора газа из кольцевого пространства путем дросселирования [патент РФ №345266 Е21В 43/00].

Недостатком известного способа эксплуатации газовых скважин является то, что для удаления жидкости с забоя необходимо периодически останавливать скважину.

Задача создания изобретения заключается в обеспечении непрерывного удаления жидкости из стволов газовых скважин с целью устранениях условий их само задавливания.

Техническим результатом заявляемого изобретения является оптимизация режима работы газовых скважин, позволяющая эксплуатировать их без остановки для удаления жидкости.

Технический результат достигается тем, что в известном способе эксплуатации газовой скважины, 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 из центральной лифтовой колонны устанавливают расход омерное устройство, на пути потока из кольцевого пространства устанавливают автоматический регулирующий клапан расхода газа, затем потоки объединяют и направляют на аналогичное расходомерное устройство, при этом электрические сигналы с расход омерного 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 и в соответствии с формулой:

где q - рабочий дебит, тыс.м³/сут;

а - фильтрационный коэффициент, характеризующий степень загрязнения призабойной зоны, МПа² сутки/тыс.м³;

b - фильтрационный коэффициент, характеризующий степень макрошероховатисти горной породы, (МПа·сутки/тыс.м³)²;

Θ - фильтрационный коэффициент, характеризующий гидравлические сопротивления потока газа в зависимости от конструкции скважины (МПа·сутки)²/тыс.м³;

Р_пл - пластовое давление, МПа;

Р_у - давление на устье, МПа;

е - основание натурального логарифма;

s - безразмерный коэффициент пересчета

Реализация способа поясняется фиг., на которой схематично изображена газовая скважина, оснащенная оборудованием, исключающим условия самозададавливания, т.е. скопления жидкости на забое.

Скважина состоит из эксплуатационной колонны 1, основной лифтовой колонны 2, концентрично размещенной в ней центральной лифтовой колонны 3, с образованием кольцевого пространства 4 между ними. Нижний торец центральной лифтовой колонны 3 размещен ниже торца основной лифтовой колонны 2. Скважина оборудована фонтанной арматурой 5, включающей, в частности, трубопроводы 6, 7 устьевой обвязки. Трубопровод устьевой обвязки 7 соединен с кольцевым пространством 4, на нем последовательно установлены струнная задвижка 8, регулирующее дроссельное устройство 9 и автоматический регулирующий клапан расхода газа (АРКРГ) 10. Трубопровод устьевой обвязки 6 соединен с трубным пространством центральной лифтовой колонны 3, на нем последовательно установлены струнная задвижка 11, регулирующее дроссельное устройство 12 и расходомерное устройство 13. На выходе трубопроводы устьевой обвязки 6 и 7 объединены. Общий трубопровод устьевой обвязки 14 снабжен расходомерным устройством 15.

Скважина снабжена автоматическим управляющим комплексом (АУК) 16. На вход АУК 16 поступают электрические сигналы от расходомерных устройств 13 и 15. С помощью АУК 16 анализируют поступающие сигналы и сравнивают со значениями заданными алгоритмом и подают сигналы на АРКРГ 10, изменяя расход через проходное сечение кольцевого пространства 4.

Способ реализуется следующим образом.

Скважину осваивают и вводят в эксплуатацию.

Отбор газа из интервала перфорации 17 продуктивного пласта 18 осуществляют по центральной лифтовой колонне 3 и кольцевому пространству 4. При этом вместе с газом из интервала перфорации 17 продуктивного пласта 18 и забоя 19 скважины по центральной лифтовой колонне 3 выносится жидкость.

В случае снижения этой скорости в центральной лифтовой колонне 3 жидкость отрывается от газового потока и опадает обратно на забой 19. Поэтому для регулирования скоростей газового потока в центральной лифтовой колонне 3 и кольцевом пространстве 4 используется целая система контроля и регулирования. С помощью расходомерных устройств 13 и 15, установленных на трубопроводе устьевой обвязки 6 и на общем трубопроводе устьевой обвязки 14, осуществляют замер расходов газа и передают эту информацию в виде электрических сигналов на АУК 16. Здесь эта информация обрабатывается, идентифицируется в соответствии с заданным алгоритмом, соответствующий сигнал подается на АРКРГ 10 для изменения проходного сечения.

При уменьшении проходного сечения АРКРГ 10, скорость движения газа по кольцевому пространству 4 снижается, а скорость движения газа в центральной лифтовой колонне 3 возрастает, что позволяет выносить вместе с газом жидкость с забоя 19.

При восстановлении выноса жидкости из АУК 16 подается электрический сигнал на АРКРГ 10, что позволяет вновь увеличить проходное сечение АРКРГ 10 до установления оптимального режима работы скважины.

Алгоритм, по которому АУК управляет работой скважины, рассчитывается в соответствии с формулой определения рабочего дебита.

Управление автоматизации суммарного дебита скважины с учетом фильтрационных сопротивлений скважины определяют в соответствии с формулой:

где q - рабочий дебит, тыс.м³/сут;

а - фильтрационный коэффициент, характеризующий степень загрязнения призабойной зоны, МПа² сутки/тыс.м³;

b - фильтрационный коэффициент, характеризующий степень макрошероховатисти горной породы, (МПа·сутки/тыс.м³)²;

Θ - фильтрационный коэффициент, характеризующий гидравлические сопротивления потока газа в зависимости от конструкции скважины (МПа·сутки)²/тыс.м³;

Р_пл - пластовое давление, МПа;

Р_у - давление на устье, МПа;

е - основание натурального логарифма;

s - безразмерный коэффициент пересчета

При выполнении такой команды с АУК 16 на АРКРГ 10 отбор газа по центральной лифтовой колонне 3 ведут с дебитом, превышающим в полтора раза дебит, необходимый для выноса жидкости с забоя 19 скважины, а дебит газа по кольцевому пространству 4 задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита.

Удаляемая из скважины жидкость вместе с газом поступает в газосборный коллектор, отбивается в газовом сепараторе на установке комплексной подготовке газа (УКПГ) и удаляется из технологической системы добычи.

Примеры реализации изобретения.

Пример №1 В эксплуатационную колонну 1 диаметром 219 мм самозадавливающейся газовой скважины спускают основную лифтовую колонну 2 диаметром 168 мм. В нее дополнительно спускают центральную лифтовую колонну 3 диаметром 89 мм с размещением нижнего торца центральной лифтовой колонны на 3 м ниже торца основной лифтовой колонны 2. Основная 2 и центральная 3 лифтовые колонны образуют между собой кольцевое пространство 4.

Скважину оборудуют фонтанной арматурой 5 марки АФК 6-150/100×21, включающей, трубопроводы 6, 7 устьевой обвязки. Трубопровод устьевой обвязки 7 соединяют с кольцевым пространством 4, на нем последовательно устанавливают струнную задвижку 8 марки ЗМС 100×21, регулирующее дроссельное устройство 9 марки УДК 100×21 и автоматический регулирующий клапан расхода газа (АРКРГ) 10 марки РК-100×21. Трубопровод устьевой обвязки 6 соединяют с трубным пространством центральной лифтовой колонны 3, на нем последовательно устанавливают струнную задвижку 11 марки ЗМС 80×21, регулирующее дроссельное устройство 12 марки УДК 80×21 и расходомерное устройство 13, выполненное на базе «трубы Вентури». На выходе трубопроводы устьевой обвязки 6 и 7 объединяют. Общий трубопровод устьевой обвязки 14 снабжен расходомерным устройством 15, выполненный на базе «трубы Вентури».

Скважину снабжают автоматическим управляющим комплексом (АУК) 16 На вход АУК 16 поступают электрические сигналы от расходомерных устройств 13 и 15. АУК анализирует поступающие сигналы и сравнивает со значениями заданными алгоритмом и подает сигналы на АРКРГ 10, изменяя его проходное сечение, тем самым изменяя расход через проходное сечение кольцевого пространства 4.

Скважину осваивают и вводят в эксплуатацию. Отбор газа из интервала перфорации 17, расположенном в интервале от 850 м до 1200 м продуктивного пласта 18, осуществляется по центральной лифтовой колонне 3 и кольцевому пространству 4. При этом вместе с газом из интервала перфорации 17 и забоя скважины по центральной лифтовой колонне 3 поднимается жидкость со скоростью 6,7 м/с. При снижении скорости в центральной лифтовой колонне 3 жидкость отрывается от газового потока и опадает обратно на забой. Электрические сигналы расходомеров 13, 15, установленных на трубопроводе устьевой обвязки от рабочей струны фонтанной арматуры и на общем трубопроводе 6 устьевой обвязки 14, передают информацию на АУК 16. Здесь эта информация обрабатывается, по заданному алгоритму, подается команда на АРКРГ 10, в результате изменяется его проходное сечение, тем самым восстанавливается условие, согласно которому отбор газа по центральной лифтовой колонне 3 ведут с дебитом, превышающим в полтора раза минимальный дебит, необходимый для выноса жидкости с забоя скважины (50 тыс.м³/сут). При этом дебит газа по кольцевому пространству 4 задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита (менее 130 тыс.м³/сут). Дебиты рассчитываются по аналитической зависимости с помощью специально созданного программного продукта. При этом коэффициенты приняты в следующих значениях:

а=0.00241 МПа² сутки/тыс.м³

b=0,000009226 (МПа·сутки/тыс.м³)²;

Θ=0,381498 (МПа·сутки)²/тыс.м³.

Пример №2 В эксплуатационную колонну 1 диаметром 168 мм самозадавливающейся газовой скважины спускают основную лифтовую колонну 2 диаметром 114 мм. В нее дополнительно спускают центральную лифтовую колонну 3 диаметром 60 мм с размещением нижнего торца центральной лифтовой колонны на 1 м ниже торца основной лифтовой колонны 2. Основная 2 и центральная 3 лифтовые колонны образуют между собой кольцевое пространство 4.

Скважину оборудуют фонтанной арматурой 5 марки АФК 6-100/100×21, включающей, трубопроводы 6, 7 устьевой обвязки. Трубопровод устьевой обвязки 7 соединяют с кольцевым пространством 4, на нем последовательно устанавливают струнную задвижку 8 марки ЗМС 80×21, регулирующее дроссельное устройство 9 марки УДК 80×21 и АРКРГ 10 марки РК-80×21. Трубопровод устьевой обвязки 6 соединяют с трубным пространством центральной лифтовой колонны 3, на нем последовательно устанавливают струнную задвижку 11 марки ЗМС 60×21, регулирующее дроссельное устройство 12 марки УДК 60×21 и расходомерное устройство 13, выполненное на базе «трубы Вентури». На выходе трубопроводы устьевой обвязки 6 и 7 объединяют. Общий трубопровод устьевой обвязки 14 снабжен расходомерным устройством 15, выполненный на базе «трубы Вентури».

Скважину снабжают АУК 16. На вход АУК 16 поступают электрические сигналы от расход омерных устройств 13 и 15. АУК анализирует поступающие сигналы и сравнивает со значениями заданными алгоритмом и подает сигналы на АРКРГ 10, изменяя его проходное сечение, тем самым изменяя расход через проходное сечение кольцевого пространства 4.

Скважину осваивают и вводят в эксплуатацию. Отбор газа из интервала перфорации 17, расположенном в интервале от 1100 м до 1250 м продуктивного пласта 18, осуществляется по центральной лифтовой колонне 3 и кольцевому пространству 4. При этом вместе с газом из интервала перфорации 17 и забоя скважины по центральной лифтовой колонне 3 поднимается жидкость со скоростью 6,7 м/с. При снижении скорости в центральной лифтовой колонне 3 жидкость отрывается от газового потока и опадает обратно на забой. Электрические сигналы расходомеров 13, 15, установленных на трубопроводе устьевой обвязки от рабочей струны фонтанной арматуры и на общем трубопроводе 6 устьевой обвязки 14, передают информацию на АУК 16. Здесь эта информация обрабатывается, по заданному алгоритму, подается команда на АРКРГ 10, в результате изменяется его проходное сечение, тем самым восстанавливается условие, согласно которому отбор газа по центральной лифтовой колонне 3 ведут с дебитом, превышающим в полтора раза минимальный дебит, необходимый для выноса жидкости с забоя скважины (22 тыс.м³/сут). При этом дебит газа по кольцевому пространству 4 задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита (менее 60 тыс.м³/сут). Дебиты рассчитываются по аналитической зависимости с помощью специально созданного программного продукта. При этом коэффициенты приняты в следующих значениях:

а=0.00241 МПа² сутки/тыс.м³

b=0,000009226 (МПа·сутки/тыс.м³)²;

Θ=0,650198 (МПа·сутки)²/тыс.м³.

Пример №3 В эксплуатационную колонну 1 диаметром 219 мм самозадавливающейся газовой скважины спускают основную лифтовую колонну 2 диаметром 168/127 мм. В нее дополнительно спускают центральную лифтовую колонну 3 диаметром 73 мм с размещением нижнего торца центральной лифтовой колонны на 2 м ниже торца основной лифтовой колонны 2. Основная 2 и центральная 3 лифтовые колонны образуют между собой кольцевое пространство 4.

Скважину оборудуют фонтанной арматурой 5 марки АФК 6-150/100×21, включающей, трубопроводы 6, 7 устьевой обвязки. Трубопровод устьевой обвязки 7 соединяют с кольцевым пространством 4, на нем последовательно устанавливают струнную задвижку 8 марки ЗМС 100×21, регулирующее дроссельное устройство 9 марки УДК 100×21 и АРКРГ 10 марки РК-100×21. Трубопровод устьевой обвязки 6 соединяют с трубным пространством центральной лифтовой колонны 3, на нем последовательно устанавливают струнную задвижку 11 марки ЗМС 80×21, регулирующее дроссельное устройство 12 марки УДК 100×21 и расход омерное устройство 13, выполненное на базе «трубы Вентури». На выходе трубопроводы устьевой обвязки 6 и 7 объединяют. Общий трубопровод устьевой обвязки 14 снабжен расход омерным устройством 15, выполненный на базе «трубы Вентури».

Скважину снабжают АУК 16. На вход АУК 16 поступают электрические сигналы от расход омерных устройств 13 и 15. АУК анализирует поступающие сигналы и сравнивает со значениями заданными алгоритмом и подает сигналы на АРКРГ 10, изменяя его проходное сечение, тем самым изменяя расход через проходное сечение кольцевого пространства 4.

Скважину осваивают и вводят в эксплуатацию. Отбор газа из интервала перфорации 17, расположенном в интервале от 950 м до 1100 м продуктивного пласта 18, осуществляется по центральной лифтовой колонне 3 и кольцевому пространству 4. При этом вместе с газом из интервала перфорации 17 и забоя скважины по центральной лифтовой колонне 3 поднимается жидкость со скоростью 6,7 м/с. При снижении скорости в центральной лифтовой колонне 3 жидкость отрывается от газового потока и опадает обратно на забой. Электрические сигналы расходомеров 13, 15, установленных на трубопроводе устьевой обвязки от рабочей струны фонтанной арматуры и на общем трубопроводе 6 устьевой обвязки 14, передают информацию на АУК 16. Здесь эта информация обрабатывается, по заданному алгоритму, подается команда на АРКРГ 10, в результате изменяется его проходное сечение, тем самым восстанавливается условие, согласно которому отбор газа по центральной лифтовой колонне 3 ведут с дебитом, превышающим в полтора раза минимальный дебит, необходимый для выноса жидкости с забоя скважины (32 тыс.м³/сут). При этом дебит газа по кольцевому пространству 4 задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита (менее 70 тыс.м³/сут). Дебиты рассчитываются по аналитической зависимости с помощью специально созданного программного продукта. При этом коэффициенты приняты в следующих значениях:

а=0.00241 МПа² сутки/тыс.м³

b=0,000009226 (МПа·сутки/тыс.м³)²;

Θ=0,52609 (МПа·сутки)²/тыс.м³.

Claims (1)

1. Способ эксплуатации газовой скважины, 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 из центральной лифтовой колонны устанавливают расходомерное устройство, на пути потока из кольцевого пространства 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 и в соответствии с формулой
   $$q=\frac{\sqrt{{\text{a}}^2+4\left(b+\Theta \right)\left({Р}_{пл}^2-{Р}_{у}^2\cdot e^{2s}\right)}-\text{a}}{2\left(b+\Theta \right)}$$

   

   
   где q - рабочий дебит, тыс.м³/сут;
   а - фильтрационный коэффициент, характеризующий степень загрязнения призабойной зоны, МПа²·сут/тыс.м³;
   b - фильтрационный коэффициент, характеризующий степень макрошероховатисти горной породы, (МПа·сут/тыс.м³)²;
   Θ - фильтрационный коэффициент, характеризующий гидравлические сопротивления потока газа в зависимости от конструкции скважины (МПа·сут)²/тыс.м³;
   Р_пл - пластовое давление, МПа;
   Р_у - давление на устье, МПа;
   е - основание натурального логарифма;
   s - безразмерный коэффициент пересчета.

Images