СПОСОБ ОСВОЕНИЯ ПАКЕРУЕМОЙ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО-НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ Российский патент 2010 года по МПК E21B43/25 E21B47/10 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к освоению пакеруемых газовых скважин в условиях аномально-низких пластовых давлений - АНПД, особенно в условиях пониженных пластовых давлений с коэффициентом аномальности ниже 0,2.

Известен способ освоения скважин, включающий замену жидкости глушения на облегченную жидкость, вызов притока, отработку скважины на факел [Патент РФ №2109934].

Недостатком этого способа является низкая эффективность вызова притока из скважин в условиях АНПД и невозможность его вызова при коэффициенте аномальности ниже 0,2.

Известен способ освоения скважин, включающий замену жидкости глушения на облегченную жидкость, подачу газа высокого давления в гибкую трубу - ГТ колтюбинговой установки, вызов притока, отработку скважины на факел [Патент РФ №2235868].

Недостатком этого способа является низкая эффективность вызова притока из скважин в условиях АНПД и невозможность его вызова при коэффициенте аномальности ниже 0,2.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении надежности и эффективности освоения пакеруемых газовых скважин в условиях АНПД при коэффициенте аномальности ниже 0,2.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в обеспечении возможности вызова притока из пласта пакеруемой газовой скважины в условиях АНПД с коэффициентом аномальности ниже 0,2 и в сокращении времени ее освоения.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что при освоении пакеруемой газовой скважины в условиях АНПД газ от эксплуатационных скважин подают на дожимную компрессорную станцию - ДКС, где газ компримируют до давления 5,0-5,5 МПа, после ДКС газ подают на установку комплексной подготовки газа - УКПГ, где газ очищают от механических примесей и воды, и под давлением 3,0-4,0 МПа газ подают на кустовую площадку осваиваемой скважины и далее в бустерную установку, в которую одновременно закачивают техническую воду, полученную газожидкостную смесь компримируют до величины 7,0-10,0 МПа, после чего газожидкостную смесь направляют в сепаратор, где осуществляют разделение газожидкостной смеси на газ высокого давления и жидкость, жидкость направляют в насосную установку, а газ высокого давления подают на эжектор, на который одновременно подают пенообразующую жидкость - ПОЖ, полученную на эжекторе аэрированную пенообразующую жидкость - АПОЖ подают в ГТ колтюбинговой установки, которую спускают в трубное пространство скважины с остановками через каждые 50-100 м, на каждой ступени углубления ГТ подачу ПОЖ на эжектор прекращают, а газ высокого давления подают в ГТ, минуя эжектор, выдавливая жидкость глушения и АПОЖ на дневную поверхность и осуществляя продувку скважины до получения притока газа из продуктивного пласта, после получения притока газа скважину отрабатывают до момента вывода ее на технологический режим, после чего ГТ извлекают из скважины, а скважину вводят в эксплуатацию.

На чертеже приведена схема для реализации данного способа.

Способ реализуется следующим образом.

Газ низкого давления величиной 0,8-1,2 МПа от эксплуатационной скважины 1 по трубопроводу 2 подают в ДКС, где его компримируют до величины давления 5,0-5,5 МПа. После ДКС газ подают на УКПГ, где газ очищают от механических примесей и осушают от воды, и под давлением 3,0-4,0 МПа газ по трубопроводу 3 подают на кустовую площадку осваиваемой скважины и далее в бустерную установку 4, одновременно в нее из насосной установки 5 по трубопроводу 6 подают техническую воду, в зимнее время - метанольную воду или водный раствор хлоридов калия, кальция или натрия. В бустерной установке 4 газ и техническую воду смешивают, образуя газожидкостную смесь, газожидкостную смесь компримируют до давления 7,0-10,0 МПа, превышающее текущее пластовое давление, газожидкостную смесь высокого давления подают по трубопроводу 7 в сепаратор 8. Здесь проводят разделение газожидкостной смеси на жидкую и газовую среды. Жидкость из сепаратора 8 по трубопроводу 9 вновь направляют в насосную установку 5 для повторного использования, а газ высокого давления величиной 7,0-10,0 МПа подают по трубопроводу 10 на эжектор 11. Одновременно на эжектор 11 от насосной установки 12 по трубопроводу 13 подают ПОЖ, в зимнее время - незамерзающую пенообразующую жидкость - НПОЖ. В качестве ПОЖ можно использовать техническую воду с ОП-10 или техническую воду с сульфанолом. В качестве НПОЖ можно использовать водный раствор хлорида кальция или другой соли с ОП-10 или с сульфанолом. Затем полученную на эжекторе АПОЖ по трубопроводу 14 подают в ГТ 15 колтюбинговой установки 16 и далее в кольцевой зазор 17 между ГТ 15 и лифтовой колонной 18 осваиваемой скважины 19. ГТ 15 спускают в лифтовую колонну 18 ступенчато с остановками по 50-100 м на каждой ступени, с одновременной подачей по ней АПОЖ, которая вытесняет жидкость глушения, находящейся в осваиваемой скважине 19, через кольцевой зазор 17 по выкидной линии 20 и трубопроводу 21 в емкость 22 для сбора жидкости глушения. При углублении ГТ на 50-100 м подачу ПОЖ на эжектор 11 прекращают, а газ высокого давления подают в ГТ 15 по байпасу 23, минуя эжектор 11, выдавливая АПОЖ на дневную поверхность и осуществляя продувку скважины через выкидную линию 20 на факельную линию 24. Такое чередование закачивания АПОЖ и газа высокого давления проводят на каждой ступени до получения притока из продуктивного пласта 25.

Подачу газа на бустерную установку 4 от ДКС, а не от соседней эксплуатационной скважины 1, необходимо осуществлять для создания требуемой при освоении скважины 19 производительности бустерной установки 4, которую соседняя эксплуатационная скважина 1 из-за низкого пластового давления, равного 0,8-1,0 МПа, обеспечить не может.

Вытеснение жидкости глушения через кольцевой зазор 17 осуществляют по причине наличия в составе лифтовой колонны 18 пакера 26, который герметично разобщает затрубное пространство 27 между лифтовой 18 и эксплуатационной 28 колоннами осваиваемой скважины 19. Вытеснение АПОЖ газом высокого давления способствует дополнительному аэрированию АПОЖ, снижению ее плотности и уменьшению противодавления на продуктивный пласт 25, более плавному и быстрому вызову притока из продуктивного пласта 25.

После получения притока газа из продуктивного пласта 25 осуществляют отработку осваиваемой скважины 19 по факельной линии 24 до момента вывода ее на технологический режим. После этого из осваиваемой скважины 19 извлекают ГТ 15, а саму скважину вводят в эксплуатацию.

В случае отсутствия выноса жидкости глушения на дневную поверхность, что возможно при ее поглощении продуктивным пластом 25, ГТ 15 приподнимают и продолжают подавать в осваиваемую скважину 19 газ высокого давления. Приподъем ГТ 15 осуществляют до восстановления выхода жидкости глушения из осваиваемой скважины 19 на дневную поверхность.

В связи с низкими пластовыми давлениями не допускается продавливание жидкости глушения в продуктивный пласт 25.

В связи с низкими температурами окружающего воздуха в зимний период и наличием в приустьевой зоне осваиваемой скважины 19 многолетнемерзлых пород в процессе освоения для подогрева технической воды и ПОЖ, а также наземного и устьевого оборудования применяют пароподогревательную установку 29.

Пример реализации заявляемого способа на скважине №149 Вынгапуровского месторождения.

Газ от эксплуатационной скважины с давлением 0,8 МПа подавали в ДКС, где он компримировался до давления 5,0 МПа. После чего газ подавали на УКПГ, где он осушался от жидкости и очищался от механических примесей. После этого газ под давлением 3,5 МПа, предельно-допустимом давлении данного трубопровода, подавался по трубопроводу на кустовую площадку и далее в бустерную установку, одновременно в нее из насосной установки по трубопроводу подавалась техническая вода. В бустерной установке газ и техническая вода смешивались, образовывалась газожидкостную смесь, газожидкостная смесь компримировалась до давления 7,0 МПа, превышающее текущее пластовое давление в осваиваемой скважине. Газожидкостную смесь высокого давления подавали в сепаратор. Здесь проводили разделение газожидкостной смеси на жидкую и газовую среды. Жидкость из сепаратора вновь направлялась через емкость в насосную установку, а газ высокого давления величиной 7,0 МПа подавали на эжектор. Одновременно на эжектор подавали ПОЖ. Затем АПОЖ, полученную на эжекторе при смешивании газа высокого давления и ПОЖ, подавали в ГТ колтюбинговой установки и далее - в кольцевой зазор, находящийся между ГТ и лифтовой колонной осваиваемой скважины. Такую циркуляцию осуществляли по причине нахождения в скважине пакера, герметично перекрывающего затрубное пространство скважины межу лифтовой и эксплуатационной колоннами. ГТ спускали во внутреннюю полость лифтовой колонны, в трубное пространство скважины, ступенчато с остановками через каждые 50 м. В процессе спуска ГТ подаваемая в скважину АПОЖ вытесняла находящуюся в скважине жидкость глушения на дневную поверхность в емкость для сбора жидкости глушения. Через каждые 50 м осуществляли продувку скважины, приостанавливая подачу ПОЖ на эжектор и подавая в скважину газ высокого давления, минуя эжектор. При достижении газом башмака лифтовой колонны открывали задвижку, соединяющую трубное пространство осваиваемой скважины с факельной линией, и продолжали подавать газ высокого давления в ГТ и далее в кольцевое пространство до начала проявления осваиваемой скважины. Затем отрабатывали скважину на факел по трубному пространству лифтовой колонны и факельной линии до получения устойчивого притока, выводя скважину на технологический режим работы. После этого ГТ извлекали из скважины и скважину вводили в эксплуатацию.

Предлагаемый способ обеспечивает надежное освоение пакеруемой газовой скважины в условиях АНПД при коэффициенте аномальности ниже 0,2. Он сокращает продолжительность и стоимость работ, обеспечивает противопожарную и противофонтанную безопасность технологического процесса.

За счет ступенчатого вытеснения жидкости глушения и АПОЖ из скважины устраняются условия их продавливания в продуктивный пласт, сохраняются фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта, что в условиях АНПД чрезвычайно важно.

За счет ступенчатой продувки скважины осуществляется более плавный, более «щадящий» и более легкий вызов притока газа из пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к освоению пакеруемых газовых скважин в условиях аномально-низких пластовых давлений - АНПД. Способ освоения пакеруемой газовой скважины в условиях АНПД включает подачу газа от эксплуатационных скважин на дожимную компрессорную станцию - ДКС, где газ компримируют до давления 5,0-5,5 МПа. После ДКС газ подают на установку комплексной подготовки газа - УКПГ, где газ очищают от механических примесей и воды, и под давлением 3,0-4,0 МПа газ подают на кустовую площадку осваиваемой скважины и далее в бустерную установку, в которую одновременно закачивают техническую воду. Полученную газожидкостную смесь компримируют до величины 7,0-10,0 МПа, после чего газожидкостную смесь направляют в сепаратор, где осуществляют разделение газожидкостной смеси на газ высокого давления и жидкость. Жидкость направляют в насосную установку, а газ высокого давления подают на эжектор, на который одновременно подают пенообразующую жидкость - ПОЖ. Полученную на эжекторе аэрированную пенообразующую жидкость - АПОЖ подают в гибкую трубу - ГТ колтюбинговой установки, которую спускают в трубное пространство скважины с остановками через каждые 50-100 м. На каждой ступени углубления ГТ подачу ПОЖ на эжектор прекращают, а газ высокого давления подают в ГТ, минуя эжектор, выдавливая жидкость глушения и АПОЖ на дневную поверхность и осуществляя продувку скважины до получения притока газа из продуктивного пласта. После получения притока газа скважину отрабатывают до момента вывода ее на технологический режим, после чего ГТ извлекают из скважины, а скважину вводят в эксплуатацию. Техническим результатом является сокращение времени освоения скважины и обеспечение вызова притока из пласта пакерующейся газовой скважины в условиях АНПД с коэффициентом аномальности ниже 0,2. 1 ил.

Способ освоения пакеруемой газовой скважины в условиях аномально-низких пластовых давлений - АНПД, при котором газ от эксплуатационных скважин подают на дожимную компрессорную станцию - ДКС, где газ компримируют до давления 5,0-5,5 МПа, после ДКС газ подают на установку комплексной подготовки газа - УКПГ, где газ очищают от механических примесей и воды, и под давлением 3,0-4,0 МПа газ подают на кустовую площадку осваиваемой скважины и далее в бустерную установку, в которую одновременно закачивают техническую воду, полученную газожидкостную смесь компримируют до величины 7,0-10,0 МПа, после чего газожидкостную смесь направляют в сепаратор, где осуществляют разделение газожидкостной смеси на газ высокого давления и жидкость, жидкость направляют в насосную установку, а газ высокого давления подают на эжектор, на который одновременно подают пенообразующую жидкость - ПОЖ, полученную на эжекторе аэрированную пенообразующую жидкость - АПОЖ подают в гибкую трубу - ГТ колтюбинговой установки, которую спускают в трубное пространство скважины с остановками через каждые 50-100 м, на каждой ступени углубления ГТ подачу ПОЖ на эжектор прекращают, а газ высокого давления подают в ГТ, минуя эжектор, выдавливая жидкость глушения и АПОЖ на дневную поверхность и осуществляя продувку скважины до получения притока газа из продуктивного пласта, после получения притока газа скважину отрабатывают до момента вывода ее на технологический режим, после чего ГТ извлекают из скважины, а скважину вводят в эксплуатацию.