СПОСОБ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН Российский патент 2003 года по МПК E21B43/25 E21B21/14 

Изобретение относится к бурению, разработке и эксплуатации скважин газовых, газоконденсатных месторождений и предназначено для безопасного ведения работ при освоения скважин,
Известен способ освоения скважины ( 12392704, Е 21 В 43/25), включающий замену скважинной жидкости на многофазную пену, выдержку пены в скважине при закрытом затрубном пространстве и последующий вызов притока.

После закачки пены нагнетают газ в затрубное пространство, выдержку пены в скважине осуществляют до стабилизации давления, вызов притока осуществляют при периодическом стравливании газа из затрубного пространства в атмосферу. В качестве рабочего агента используют атмосферный воздух, степень аэрации пены и величину давления газа в затрубном пространстве выбирают из условия превышения на 10-15% заданную величину депрессии на пласт.

Точность получения заданной депрессии близка к точности показаний манометра, диапазон регулирования величины изменения и поддержания депрессий изменяется в широких пределах в зависимости от степени аэрации пены.

При реализации способа вызов притока осуществляется путем ступенчатого снижения давления в скважине с контролем величины депрессии по уровню жидкости в трубном пространстве.

Однако применение воздуха для освоения скважин и ее промывки в настоящее время запрещено "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности".

Кроме того, дискретное снижение давления в затрубном пространстве с контролем уровня жидкости в трубном пространстве существенно удлиняет время освоения скважины, поскольку необходимо учитывать время, за которое происходит изменение свойств пены а худшую сторону. а выброс отработанной пены осуществляется в атмосферу при различных температурных условиях на устье, что усложняет процесс разрушения пены и делает его неконтролируемым.

При разрушении пены в скважине давление в затрубном пространстве возрастает, что при определенных условиях может привести к блокированию продуктивного пласта, который имеет малое пластовое давление.

Известен способ освоения глубокой скважины (авт. свид. 691557, М.кл. Е 21 В 43/00), включающий замену жидкости на раствор поверхностно-активных веществ с последующей его аэрацией. В скважину перед аэрацией вводят газообразователь, количество которого определяется по формуле, учитывающей степень аэрации пены, необходимой для создания заданной депрессии на пласт и степени аэрации пены, создаваемой исходя из возможностей наземного оборудования.

При этом на забое скважины степень аэрации пены в результате разложения газообразователя за счет температуры пласта увеличивается.

Использование предлагаемого способа позволяет ускорить процесс освоения скважин. Однако при реализации способа в условиях Крайнего Севера могут возникнуть сложности, связанные с низкими температурами на поверхности и невысокими пластовыми температурами на забое скважины.

Выходящая из скважины пена выбрасывается в атмосферу также при низких температурах, что негативно сказывается на процессе ее разрушения.

Известен способ освоения скважин (патент РФ 2083812, 6 Е 21 В 43/25) с использованием выхлопных газов дизель-моторов. Выхлопные газы от дизель-моторов, очищенные в сепараторе и охлажденные до нужной температуры, с помощью компрессора подаются под давлением в межтрубное пространство в скважины по замкнутому циклу дизель-мотор компрессор-скважина.

Недостаток - необходимость охлаждения и тщательной подготовки выхлопных газов перед компримированием и подачей в скважину для ее освоения, а также сложности при утилизации пены на устье скважины при низких температурах.

Известна технологическая схема обвязки нескольких эжекторов последовательно или параллельно, где после каждого эжектора смесь газа и жидкости поступает в объемный сепаратор, происходит разделение газа и жидкости. Однако обязательным и надежным условием при компримировании высокотемпературного выхлопного газа двигателя внутреннего сгорания и получения двухфазной пены двумя эжекторами, связанными друг с другом, является взаимосвязь всех параметров, а именно, количество выхлопных газов, подаваемых на прием первого эжектора, с количеством выхлопного газа необходимого приготовления расчетного объема двухфазной пены.

Недостатком известного решения являются:
- отсутствие оборудования для компримирования высокотемпературного газа от двигателей внутреннего сгорания без предварительного охлаждения и очистки;
- нет условий управления технологическим процессом поддержания высокой степени аэрации пены на устье скважины в зависимости от температуры газа, состава ПАВ, а также в зависимости от глубины скважины, снижена депрессия на пласт;
- нет условий, способствующих эффективной утилизации пены на устье скважины.

Известен способ освоения скважины (авт. свид. 872732, Е 21 В 43/25) путем создания депрессии на продуктивный горизонт последовательным нагнетанием в трубы пачек из газовых подушек и продавочной жидкости. После каждого продавливания газовой подушки до расчетной глубины продавочную жидкость выпускают с заполнением освободившегося объема газообразным агентом, который продавливает до следующей расчетной глубины, причем на границе продавочной жидкости и газа размещают разделительную пробку.

Недостаток - необходимость многократного дискретного понижения уровня жидкости с подачей при каждом цикле разделительной пробки,
Известен способ освоения скважин многоступенчатым эжектированием (Геология, бурение и разработка газовых месторождений и ПХГ. Сборник научных трудов. Вып. 32, Ставрополь: ОАО "СевКавНИПИгаз", 2000 г., с. 100-110), взятый авторами в качестве прототипа.

Способ освоения осуществляется путем приготовления и закачки пены в скважину, для чего предварительно эжектируют воздух из атмосферы воздушным эжектором, затем отделяют сжатый воздух от жидкости и подают его на эжектор приготовления и закачки пены в скважину.

Предложенная технологическая схема обвязки скважины включает буровой насос высокой производительности, обвязанный с водовоздушным эжектором.

Жидкостно-газовая смесь сепарируется с подачей компримированого газа на прием второго эжектора и получением пены путем эжектирования пенообразующей жидкости. Пену под расчетным давлением, превышающим устьевое давление, подают в лифтовую колонну труб.

Замена жидкости, заполняющей скважину, на пену определенной плотности позволяет создать необходимую депрессию на продуктивный пласт и осуществить освоение скважины.

Однако освоение скважин с использованием двухфазных пен по данному способу имеет недостатки, а именно:
- применение воздуха для освоения скважин запрещено "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности";
- Северные месторождения характеризуются низкой пластовой температурой, что снижает эффективность освоения скважин пенными системами, закачиваемыми при температуре окружающей среды, и приводит к осложнениям, связанным с гидратообразованием.

Кроме того, двухфазная пена, выходящая из затрубного пространства, при низкой температуре воздуха и малой температуре самой пены делает проблематичным процесс разрушения двухфазной пены на cooтветствующие компоненты с возвратом пенообразующей жидкости в технологический цикл.

Технический результат заключается в возможности освоения газовых и газоконденсатных скважин с аномально низкими пластовыми давлениям путем подачи в скважину двухфазной пены, генерируемой струнными жидкостно-газовыми эжекторами, с компримированием горячих выхлопных газов от дизель-моторов двухступенчатым эжектированием и генерацией пены при оптимальной положительной температуре с подачей части горячих газов от дизель-моторов на прием эжектора затрубного пространства для нагрева и разрушения выходящей двухфазной пены на составляющие компоненты, причем расход и температуру выхлопного газа на эжекторе затрубного пространства поддерживают из условия разрушения двухфазной пены.

Технический результат достигается с помощью технологической схемы обвязки устья скважины эжекторами компримирования горячих выхлопных газов и генерации двухфазной пены с подачей в лифтовую колонну труб, установкой эжектора на затрубном пространстве с вводом горячего выхлопного газа на его прием, с дополнительным газированием и нагревом пены до температуры ее разрушения на составляющие компоненты на устье скважины.

Причем при компримировании горячих выхлопных газов на эжекторе первой ступени используют рабочую жидкость, исключающую пенообразование, а на эжекторе генерации пены - пенообразующую жидкость.

Анализ изобретательского уровня показал следующее: известно эжектирование горячих газов (Г.А. Булычев. Применение эжектирования при эксплуатации нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1989 г.) Там же показана технологическая схема обвязки нескольких эжекторных установок, где после каждого эжектирования смесь жидкости и газа поступает в объемные сепараторы и разделяется с подачей газа для компримирования на следующий эжектор.

Известно также применение выхлопных газов ДВС для освоения скважин (К.М. Тагиров, А.Н. Лобкин. Использование выхлопных газов ДВС при ремонте и освоении газовых скважин. - М.: Недра, 1996 г.).

Применение водовоздушных эжекторов для компримирования газа широко известно в практике освоения газовых скважин пенами (К.М. Тагиров, А.Н. Гноевых, А. Н. Лобкин. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями. - М.: Недра, 1996 г.). В данном источнике отмечается, что наиболее эффективным газообразным промывочным агентом для вскрытия продуктивных пластов с АНПД (аномально низким пластовым давлением) являются пенные системы.

Известен патент РФ 2110673, 6 Е 21 В 43/00, в котором реализуется способ эксплуатации кустовых газовых скважин и эжектирующее устройство для его осуществления.

Анализ изобретательского уровня показал, что совокупность технологических параметров и технологических приемов, направленных на освоение скважин с аномально низкими пластовыми давлениями с применением в качестве рабочего агента горячих выхлопных газов дизель-моторов для генерирования двухфазной пены, неизвестно.

Не выявлено также технических решений, направленных на разрушение выходящей из скважины пены за счет включения эжектора на затрубное пространство для нагрева горячими выхлопными газами двухфазной пены с ее дополнительным газонасыщением и нагревом до температуры разрушения и разрушением на составляющие компоненты за пределами скважины при любой температуре окружающей среды.

Не выявлено также технологическое решение, направленное на оптимизацию процесса промывки песчаной пробки двухфазными пенами с сохранением заданной степени аэрации на забое скважины и уменьшения гидростатического давления в зоне продуктивного пласта за счет применения эжектора откачки и нагрева пены горячими выхлопными газами на устье скважины.

Из литературных источников также известно, что температуpa выхлопных газов находится в пределах 250-450^oС (К.М. Тагиров, А.Н. Лобкин. Использование выхлопных газов ДВС при ремонте и освоении газовых скважин. - М.: Недра, 1996 г., с. 33).

В то же время температурная стойкость двухфазной пены ограничена температурой 353 К, или 80^oС (Временная инструкция по вскрытию газоносного пласта с промывкой пеной по герметизированной системе циркуляции. Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1985 г. или К.М. Тагиров, А.Н. Лобкин. Использование выхлопных газов ДВС при ремонте и освоении скважин. - М.: Недра, 1996 г.).

Известно также, что свойства двухфазных пен изменяются в зависимости от давления и температуры (К.М. Тагиров, А.Н. Гноевых, А.Н. Лобкин. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями. - М.: Недра, 1996 г. с. 91). Из материалов литературного источника известно, что с увеличением температуры пены степень сжимаемости пены уменьшается при соответствующем увеличении степени аэрации пены. Отсюда следует, что важным условием стабильной работы эжектора для генерации пены является стабильное поддержание температуры газа и пенообразующей жидкости, что в свою очередь стабилизирует процесс освоения скважин двухфазной пеной.

Известно также, что на пенообразующую способность различных ПАВ влияет температура, при которой осуществляется процесс генерации пены (В.К. Тихомиров. Пены. Теория и практика их получения и разрушения. 2-е изд. перераб. М. : Химия, 1993 г., с. 17-20).

Согласно В. К. Тихомирову в ряду щелочных солей жирных кислот пенообразование при повышении температуры растет. Оптимальный диапазон температур, при котором пенообразование наиболее эффективно, 20-50^oС для различных ПАВ. При более высоких температурах наблюдается снижение пенообразующей способности.

При понижении температуры от оптимальной, указанной выше, кратность пен, приготовленной из всех растворов, уменьшается.

На с. 22 отмечено, что стабильность пены также на прямую зависит от температуры. При 50^oС максимальной устойчивостью обладают пены из растворов натриевой соли пальмитиновой кислоты.

Из вышеизложенного следует, что оптимизация процесса получения стабильной пены для освоения скважин напрямую зависит oт температуры, при которой происходит процесс генерации пены, а также после выхода пены на поверхность, воздействие на нее высокой температурой способствует ее разрушению,
Таким образом, совокупность технологических приемов, направленных на повышение эффективности освоения газовых скважин с аномально низкими пластовыми давлениями за счет применения горячих выхлопных газов для генерации двухфазной пены, поддержания заданной степени аэрации на забое скважины, ее нагрева горячими выхлопными газами при выходе из затрубного пространства путем их ввода в поток и разрушением на составляющие компоненты, входящие в отличительную часть формулы изобретения и дающие вышеуказанный технический результат, не выявлена по имеющимся источникам известности, т.е. обладает изобретательским уровнем.

На фиг. 1 показана технологическая схема обвязки устья газовой скважины для осуществления освоения газовых скважин инертными газами;
На фиг.2 показан жидкостно-газовый эжектор.

Схема включает буровой насос 1, соединенный трубопроводом с емкостью для рабочей жидкости 2 и эжектором 3 для компримирования горячих выхлопных газов от дизель-мотора 4.

Эжектор 3 связан с сепаратором 5, на котором происходит разделение жидкостно-газовой смеси и подача компримированного газа на прием эжектора 6, связанного трубопроводом с приемом насоса 7, который соединен трубопроводом с емкостью 8, с пенообразующей жидкостью. Часть выхлопных газов по трубопроводу 9 подается на приемный коллектор эжектора 10 затрубного пространства скважины 11, на выходе которого установлен сепаратор 12. Выход эжектора 6 связан с лифтовой колонной труб 13.

Способ осуществляется следующим образом.

Буровым насосом 1 рабочую жидкость из емкости 2 подают на вход высокопроизводительного жидкостно-газового эжектора 3, производительность которого рассчитана по жидкости в соответствии с его номинальной производительностью при заданном давлении компримирования горячего выхлопного газа.

Нагретую жидкостно-газовую смесь под давлением подают в сепаратор 5, отделяют сжатый газ и при определенной контролируемой температуре подают на приемную камеру эжектора 6, а рабочую жидкость возвращают в емкость 2, где она охлаждается и освобождается от механических и химических примесей, выделяемых выхлопными газами ДВС.

На вход эжектора 6 под расчетным рабочим давлением подают насосом 7 пенообразующую жидкость, которую выбирают исходя из конкретных условий скважины.

Полученную пену, имеющую заданную температуру, подают в лифтовую колонну труб 13. Производительность эжектора 6 по жидкости задается в зависимости от требуемой степени аэрации пены, закачиваемой в скважину.

Замена жидкости глушения, заполняющей скважину, на пену определенной плотности и температуры, позволяет создать необходимую депрессию на продуктивный пласт и осуществить технологический процесс освоения непрерывно.

С целью разрушения отработанной пены выход ее из затрубного пространства скважины 11 осуществляется через эжектор 10 с подачей на приемную камеру горячих выхлопных газов при температуре 250-450^oС. Смесь перенасыщенного выхлопными газами и перегретого пенного тумана подается на сепаратор 12, где происходит разделение жидкой и газовой фаз с возвратом пенообразующей жидкости в технологический цикл.

Пример расчета способа освоения скважины.

Расчет первой ступени эжектировання производим при максимальной производительности бурового насоса с учетом достижения максимально возможного коэффициента эжекции.

На первой ступени эжектирования газов от ДВС расчет ведется при атмосферном давлении Р_ат.=0,09 МПа
Для обеспечения устойчивой работы эжектора первой ступени отношение давлений водовоздушной смеси Р_с.1 к рабочему давлению на входе в эжектор Р_р должно составлять

Наибольшее значение коэффициента эжекции обеспечивается при K₁=0,25.

Основным геометрическим параметром при расчете эжектора является отношение площадей камеры смешения к соплу:

Коэффициент эжекции эжектора первой ступени определяется выражением:

где f_к.c.1 - площадь сечения камеры смешения;
f_c.1 - площадь сечения отверстия сопла (насадки).

Рабочее давление на входе в эжектор первой ступени эжектирования исходя из технических возможностей бурового насоса типа У8-4 должно составлять
P_p1=(7,0-9,0) МПа, при этом расход жидкости составляет
Q_ж=50 л/с;
Принимаем рабочее давление на входе в первый эжектор равным:
P_p1=8,0 МПа
Тогда соотношение
А коэффициент эжекции для первой ступени составит:
U₁=7lg3,0625-0,6=2,8
Количество газа эжектируемого первой ступенью при атмосферном давление составит:

Давление сжатого газа ДВС на первой ступени составит:
Р_сг=P_p1•K₁=8•0,25=2 МПа
Определим площадь сечения и диаметр отверстия coпла для первой ступени эжектирования из выражения:

где Q_ж1 - расход жидкости через насадки;
μ=0,83 - коэффициент расхода насадки;
f_c1 - площадь сечения отверстия насадки;
P_p1 - рабочее давление на входе в эжектор.

Диаметр отверстия насадки первой ступени эжектирования составит (схема эжектора см. фиг.2):

d_c1=2,47 см≈d_c1≈25 мм
Расчет второй ступени эжектирования ведется на достижение требуемого напора жид костно-газовой смеси, закачиваемой в скважину, исходя из технических возможностей бурового и промыслового насосною оборудования.

Величина максимально возможного напора Р_с2 второго эжектора определяется отношением f_кс2:f_c2, при этом учитываем, что чем больше отношение f_кс2:f_c2, тем выше коэффициент эжекции U₂ и тем меньше напор Р_с2 и, наоборот, (при неизменной величине давления газа после сепаратора Р_н).

Для обеспечения большего давления газожидкостной смеси второго эжектора при сохранении устойчивой его работы необходимо условие:

тогда при К₂=0,45 отношение

Определим предварительный коэффициент эжекции второго эжектора

Расход пенообразующей жидкости Q_ж2 через второй эжектор составит:

где Р_н - давление газа после сепаратора

Зная расход жидкости через второй эжектор, определим площадь и диаметр насадки второго эжектора из выражения


где Q_ж2 - расход жидкости через второй эжектор;
f_с2 - площадь сечения насадки второго эжектора;
Р_р2 - рабочее давление на входе во второй эжектор.

Р_р2 определяется техническими возможностями бурового и промыслового насосного оборудования.

Цементировочный агрегат с насосом 11Т при расходе Q_ж2, равном 6,5 л, обеспечит рабочее давление Р_р2 до 400 кг/см².

диаметр насадки dc₂ = 5,9 мм ≈ 6 мм.

Достигаемая степень аэрации α₂ второго эжектора составит:

Для обеспечения заданной степени аэрации пены α достаточно отрегулировать расход жидкости через второй эжектор, изменяя диаметр сопла насадки.

Давление нагнетания пены в скважину определяем по формуле:
Р_с2 = К₂•Р_р2
В нашем случае Р_с2 составит
Р_с2=0,45•400=180 кг/см²
Учитывая, что компримирование азота выхлопных газов ДВС производится от дизель-моторов, применяемых в бурении или капитальном ремонте скважин, проведен расчет объема выхлопных газов от двигателя типа В-2.

Минутный выброс выхлопных газов составит
V_мин=k•n•g•R,
где k - коэффициент использования дизель-мотора, принимаем 1;
n - количество работающих двигателей;
g - рабочий объем двигателя;
R - частота вращения колен-вала, R=1500 об/мин.

V_мин= 1•1•0,0382•1500=57,3 м³/мин.

Т.е. объем газа от одного двигателя достаточен для комиримирования эжектором первой ступени и дополнительной подаче горячего газа на эжектор 10 для разрушения пены.

Изобретение относится к бурению, разработке и эксплуатации скважин газовых, газоконденсатных месторождений и предназначено для безопасного ведения работ при освоении скважин. Способ реализуется путем компримирования горячих выхлопных газов от дизель-моторов жидкостно-газовым эжектором первой ступени эжектирования при температуре выхлопа. Нагретую жидкостно-газовую смесь под давлением подают в сепаратор. Отделяют сжатую газовую фазу и при контролируемой температуре подают ее в жидкостно-газовый эжектор второй ступени эжектирования. В нем генерируют со снижением до оптимальной величины температуры газовой фазы двухфазную пену заданной плотности. Подают полученную двухфазную пену в скважину под давлением через лифтовую колонну. В поток пеногазовой смеси на выходе из затрубного пространства скважины подают часть горячих выхлопных газов от дизель-моторов для поддержания температуры образованной пеногазовой смеси выше температуры разрушения пены. Обеспечивается повышение эффективности освоения скважин и разрушение отработанной пены на составляющие компоненты путем подачи горячих выхлопных газов. 2 ил.

Способ освоения скважин, включающий подачу газов, их компримирование жидкостно-газовыми эжекторами с генерацией двухфазной пены заданной плотности и подачей ее в скважину, отличающийся тем, что осуществляют подачу горячих выхлопных газов от дизель-моторов на компримирование в жидкостно-газовый эжектор первой ступени эжектирования при температуре выхлопа, нагретую жидкостно-газовую смесь под давлением подают в сепаратор, отделяют сжатую газовую фазу и, при контролируемой температуре, подают ее в жидкостно-газовый эжектор второй ступени эжектирования, в котором генерируют, со снижением до оптимальной величины температуры газовой фазы, двухфазную пену заданной плотности, при этом подачу полученной двухфазной пены в скважину осуществляют под давлением через лифтовую колонну, а в поток пеногазовой смеси на выходе из затрубного пространства скважины подают часть горячих выхлопных газов от дизель-моторов для поддержания температуры образованной пеногазовой смеси выше температуры разрушения пены.