СПОСОБ ОСВОЕНИЯ МЕТАНОУГОЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2012 года по МПК E21B43/25 E21B43/12 

Изобретение относится к области добычи природного газа и может быть использовано в процессе освоения метаноугольных скважин.

Наиболее существенное различие между метаноугольной и газовой скважинами обусловлено тем, что природный газ (угольный метан) находится в продуктивном угольном пласте не в свободном, а в сорбированном состоянии. Для того чтобы обеспечить возможность добычи угольного метана, необходимо предварительно перевести его из сорбированного состояния в свободное. С этой целью в метаноугольной скважине принимают меры для снижения величины противодавления на продуктивный пласт, которое должно быть меньше, чем давление начала десорбции газа из угля. Для снижения высоты столба жидкости в стволе скважины над продуктивным пластом, как правило, используют погружной насос.

Характерной особенностью скважин для добычи угольного метана является также необходимость стимуляции газоотдачи продуктивного угольного пласта после его вторичного вскрытия (перфорации). В подавляющем большинстве случаев в метаноугольных скважинах выполняется гидравлический разрыв продуктивного угольного пласта, а образовавшиеся в нем искусственные трещины закрепляются проппантом, который нагнетается в пласт вместе с технологической (несущей) жидкостью.

Известен способ освоения метаноугольной скважины, согласно которому в эксплуатационную колонну после перфорации продуктивного угольного пласта и проведения стимуляции его газоотдачи с помощью лифтовой колонны спускают погружной насос. Устье скважины герметизируют, после чего осуществляют вызов притока пластового флюида путем постепенного снижения уровня жидкости в стволе скважины с помощью погружного насоса. В начальный период откачки жидкости погружной насос размещают в эксплуатационной колонне выше интервала перфорации, чтобы избежать всасывания различных твердых примесей, поступающих в ствол скважины из продуктивного пласта. После очистки забоя метаноугольной скважины от скопившихся твердых примесей погружной насос устанавливают в эксплуатационной колонне ниже интервала перфорации [1].

К недостаткам указанного способа следует отнести низкую эффективность откачки газожидкосной смеси, поступающей в ствол метаноугольной скважины из продуктивного угольного пласта. Кроме того, необходимость одновременного плавного снижения уровня жидкости в затрубном пространстве и поддержания в нем заданной величины устьевого давления газа затрудняет надежность и управляемость процессом освоения метаноугольной скважины. Указанные обстоятельства в значительной степени увеличивает продолжительность и стоимость работ, связанных с освоением метаноугольной скважины.

Наиболее близким к заявленному способу по технической сущности (т.е. прототипом) можно считать способ освоения метаноугольной скважины, который включает перфорацию эксплуатационной колонны и продуктивного угольного пласта, выполнение гидравлического разрыва последнего для стимуляции газоотдачи, спуск лифтовой колонны, к нижнему концу которой присоединен погружной насос, в эксплуатационную колонну, перфорированную в интервале продуктивного угольного пласта, размещение погружного насоса ниже интервала перфорации эксплуатационной колонны, герметизацию устья метаноугольной скважины, снижение уровня жидкости в затрубном пространстве метаноугольной скважины до отметки, расположенной ниже интервала перфорации эксплуатационной колонны, и поддержание указанного уровня с помощью погружного насоса при одновременном нагнетании буферного газа под избыточным давлением в затрубное пространство метаноугольной скважины, вызов притока пластового флюида путем стравливания избыточного давления буферного газа из затрубного пространства метаноугольной скважины [2].

К недостаткам известного способа следует отнести сложность в управлении процессом освоения метаноугольной скважины, обусловленную необходимостью одновременного снижения столба жидкости в затрубном пространстве и нагнетания в него буферного газа при условии, что суммарное давление буферного газа и столба жидкости в затрубном пространстве метаноугольной скважины должно быть меньше, чем давление начала десорбции угольного метана в продуктивном пласте.

Технический результат - повышение эффективности процесса освоения метаноугольной скважины за счет упрощения технологии его выполнения, сокращения продолжительности, а также улучшения условий работы погружного насоса.

Технический результат достигается за счет того, что в предлагаемом способе освоения метаноугольной скважины, включающем перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивного угольного пласта, выполнение гидравлического разрыва последнего для стимуляции газоотдачи, спуск лифтовой колонны с погружным насосом в эксплуатационную колонну, размещение погружного насоса ниже интервала перфорации эксплуатационной колонны, герметизацию устья метаноугольной скважины, снижение уровня жидкости в затрубном пространстве метаноугольной скважины до отметки, расположенной ниже интервала перфорации эксплуатационной колонны, при одновременном нагнетании буферного газа под избыточным давлением в затрубное пространство метаноугольной скважины, прекращение нагнетания буферного газа в затрубное пространство метаноугольной скважины при снижении уровня жидкости до отметки, расположенной ниже интервала перфорации эксплуатационной колонны, поддержание указанного уровня жидкости с помощью погружного насоса после прекращения нагнетания буферного газа и вызова притока пластового флюида путем стравливания избыточного давления буферного газа из затрубного пространства метаноугольной скважины, после выполнения гидравлического разрыва продуктивного угольного пласта, перед спуском лифтовой колонны с погружным насосом осуществляют промывку эксплуатационной колонны, после чего по установившемуся в ней уровню жидкости определяют исходную величину противодавления на продуктивный угольный пласт, которую поддерживают в процессе снижения уровня жидкости в затрубном пространстве метаноугольной скважины и одновременного нагнетания в него буферного газа, при этом вызов притока пластового флюида осуществляют с контролем изменения качественного или качественного и количественного состава буферного газа на устье метаноугольной скважины, причем по изменению качественного или качественного и количественного состава буферного газа судят о начале поступления угольного метана из продуктивного угольного пласта, после чего темп стравливания избыточного давления буферного газа из затрубного пространства метаноугольной скважины уменьшают.

В конкретных случаях в качестве буферного газа используют нейтральный (инертный) газ, например азот или диоксид углерода, или смесь природного газа, например угольного метана с нейтральным газом, причем буферный газ, который стравливают из затрубного пространства метаноугольной скважины, в зависимости от его качественного или качественного и количественного состава направляют в факельную линию или в шлейф.

Рекомендуется задавать темп стравливания избыточного давления буферного газа из затрубного пространства метаноугольной скважины при вызове притока пластового флюида до начала поступления угольного метана из продуктивного угольного пласта не более 0,3 МПа/сут, а после начала поступления угольного метана из продуктивного угольного пласта - уменьшать указанный темп в 2-3 раза.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом.

После завершения работ, связанных с перфорацией эксплуатационной колонны в интервале продуктивного угольного пласта, выполняют гидравлический разрыв последнего с целью стимуляции газоотдачи. Эксплуатационную колонну перед спуском в нее лифтовой колонны с погружным насосом тщательно промывают, чтобы удалить остатки технологической жидкости и твердые механические примеси (частицы проппанта, угля, цементного камня и т.д.), которые скапливаются в стволе и на забое после разрядки скважины в процессе осуществления гидравлического разрыва продуктивного угольного пласта. Для промывки эксплуатационной колонны предпочтительно использовать пластовую воду, откачиваемую из близлежащей метаноугольной скважины, которая эксплуатирует тот же продуктивный угольный пласт. При ее отсутствии можно использовать техническую воду (в случае если пластовая вода является пресной или слабоминерализованной).

После промывки, перед спуском лифтовой колонны с погружным насосом, по установившемуся в эксплуатационной колонне уровню жидкости (пластовой или технической воды) рассчитывают величину гидростатического давления, которым уравновешивается пластовое давление, т.е. определяют исходную величину противодавления на вскрытый продуктивный угольный пласт.

Затем в скважину на лифтовой колонне спускают погружной насос, который размещают ниже интервала перфорации эксплуатационной колонны. Технические характеристики погружного насоса по напору должны обеспечивать возможность его надежной работы при выбранной глубине подвески в эксплуатационной колонне, а по производительности должны соответствовать максимальной величине прогнозируемого водопритока. После размещения погружного насоса в эксплуатационной колонне устье метаноугольной скважины герметизируют.

Откачку жидкости из эксплуатационной колонны с помощью погружного насоса осуществляют одновременно с закачкой буферного газа под избыточным давлением в затрубное пространство метаноугольной скважины. Необходимо следить за тем, чтобы исходная величина противодавления на продуктивный угольный пласт сохранялась на протяжении всего процесса снижения уровня жидкости в затрубном пространстве метаноугольной скважины до отметки, которая расположена ниже интервала перфорации эксплуатационной колонны. При указанном снижении уровня жидкости исходная величина противодавления на продуктивный угольный пласт обеспечивается за счет суммарного воздействия столба жидкости, находящегося над ним, и газовой «пружины» в затрубном пространстве метаноугольной скважины. С этой целью необходимо оперативно отслеживать текущие значения как высоты столба жидкости над продуктивным угольным пластом, так и устьевого давления буферного газа в затрубном пространстве метаноугольной скважины.

Контроль за положением уровня жидкости в эксплуатационной колонне можно осуществлять, например, с помощью размещенного на устье метаноугольной скважины эхолота-уровнемера. Если же погружной насос оборудован забойным манометром с проводным каналом связи, то проблема контроля уровня жидкости в эксплуатационной колонне, а также его поддержания на заданной отметке в значительной степени упрощается.

Контроль за величиной давления буферного газа в затрубном пространстве метаноугольной скважины в процессе его нагнетания или стравливания можно осуществлять с помощью устьевого манометра.

В качестве буферного газа, который закачивается в затрубное пространство метаноугольной скважины, можно использовать либо нейтральный (инертный) газ, например азот или диоксид углерода, либо смесь нейтрального газа с природным газом, например с угольным метаном. С точки зрения безопасности выполняемых работ предпочтение следует отдавать нейтральному газу.

После того как уровень жидкости в затрубном пространстве метаноугольной скважины будет снижен до отметки, которая расположена ниже интервала перфорации эксплуатационной колонны, нагнетание буферного газа следует прекратить. В дальнейшем (т.е. в процессе освоения и эксплуатации скважины) достигнутый уровень жидкости необходимо поддерживать за счет оперативного управления производительностью погружного насоса.

Достаточно очевидно, что для улучшения условий работы погружного насоса целесообразно как можно быстрее снизить уровень жидкости в эксплуатационной колонне до отметки, расположенной ниже интервала перфорации. При этом пластовый флюид (газожидкостная смесь, состоящая из угольного метана и пластовой воды), поступающий из продуктивного пласта в ствол метаноугольной скважины, под действием сил гравитации разделяется на жидкую и газовую составляющие. В результате этого на прием погружного насоса поступает дегазированная пластовая вода.

Вызов притока пластового флюида достигается путем постепенного уменьшения противодавления на продуктивный угольный пласт за счет плавного стравливания буферного газа из затрубного пространства метаноугольной скважины. Выбор оптимального темпа снижения величины противодавления на продуктивный угольный пласт должен осуществляться перед началом освоения метаноугольной скважины. Плавное стравливание буферного газа из затрубного пространства метаноугольной скважины осуществляется с помощью устьевого регулируемого дросселя.

Согласно результатам анализа практического опыта добычи угольного метана, не следует допускать резкого снижения величины противодавления на продуктивный угольный пласт, т.к. это чревато негативными последствиями. Величину противодавления на продуктивный угольный пласт рекомендуется плавно снижать в две стадии: до начала поступления угольного метана из продуктивного угольного пласта (т.е. до начала десорбции угольного метана) с темпом не более 0,3 МПа/сут, а затем (т.е. после начала десорбции угольного метана) уменьшить темп в 2-3 раза.

Поступление угольного метана из продуктивного угольного пласта (т.е. начало процесса десорбции угольного метана в продуктивном угольном пласте) достаточно просто можно определить на устье при помощи газоанализатора, регистрирующего изменение качественного или качественного и количественного состава буферного газа, который стравливается из затрубного пространства метаноугольной скважины. Возможен также отбор проб буферного газа на устье с последующим проведением их анализа.

Если в качестве буферного газа используется нейтральный газ, то начало десорбции угольного метана в продуктивном угольном пласте можно определить по появлению и постепенному увеличению количественного показателя - концентрации угольного метана в буферном газе.

Если же буферный газ представляет собой смесь природного и нейтрального газов, то начало десорбции угольного метана в продуктивном угольном пласте можно определить как по изменению количественного показателя (концентрации метана или нейтрального газа в буферном газе), так и по изменению качественного показателя (состава газовой смеси буферного газа).

В зависимости от состава буферного газа, стравливаемого из затрубного пространства метаноугольной скважины, он может быть направлен с устья скважины в факельную линию или в шлейф.

К примеру, буферный газ, преимущественно состоящий из нейтрального газа, следует направлять в факельную линию. В шлейф буферный газ целесообразно направлять после того как содержание (концентрация) метана в нем приблизится к величине, характерной для природного газа, добываемого из скважин на данном метаноугольном месторождении. Как правило, содержание метана в указанном газе составляет от 90% (объемных) и выше.

Постепенное снижение величины противодавления на продуктивный угольный пласт продолжают до тех пор, пока в нем не начнет активно развиваться процесс десорбции угольного метана. Интенсивность упомянутого процесса с течением времени нарастает, поэтому в определенный момент (по достижению расчетной производительности метаноугольной скважины по газу) этап освоения метаноугольной скважины считается завершенным, после чего начинается этап ее эксплуатации.

Источники информации

1. «A Guide To Coalbed Mehtane Operations», Chapters 6 and 7. Prepared by Gas Research Institute, USA, 1992, s.6-14, 6-15, 7-3, 7-4.

2. Патент РФ №2288350, Е21В 43/00, опубл. 27.11.2006 г. (прототип).

Изобретение относится к области добычи природного газа и может быть использовано в процессе освоения метаноугольных скважин. Обеспечивает повышение эффективности процесса освоения скважины за счет упрощения технологии его выполнения, сокращения продолжительности, а также улучшения условий работы погружного насоса. Сущность изобретения: способ включает перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивного угольного пласта, а также гидравлический разрыв последнего. После завершения гидравлического разрыва осуществляют промывку эксплуатационной колонны. По установившемуся в ней уровню жидкости определяют исходную величину противодавления на продуктивный угольный пласт. В эксплуатационную колонну спускают лифтовую колонну с погружным насосом, который размещают ниже интервала перфорации. Герметизируют устье скважины. С помощью погружного насоса снижают уровень жидкости в затрубном пространстве скважины до отметки ниже интервала перфорации при одновременном нагнетании буферного газа под избыточным давлением в затрубное пространство скважины, поддерживая при этом исходную величину противодавления на пласт. После снижения уровня жидкости в затрубном пространстве скважины до отметки, расположенной ниже интервала перфорации, нагнетание буферного газа прекращают. Указанный уровень жидкости в затрубном пространстве скважины в дальнейшем поддерживают с помощью погружного насоса. Вызов притока пластового флюида производят путем стравливания избыточного давления буферного газа из затрубного пространства скважины с контролем изменения качественного и/или количественного состава буферного газа на устье скважины. По изменению состава стравливаемого буферного газа судят о начале поступления угольного метана из продуктивного пласта. После этого темп стравливания избыточного давления буферного газа из затрубного пространства скважины уменьшают. 3 з.п. ф-лы.

1. Способ освоения метаноугольной скважины, включающий перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивного угольного пласта, выполнение гидравлического разрыва последнего для стимуляции газоотдачи, спуск лифтовой колонны с погружным насосом в эксплуатационную колонну, размещение погружного насоса ниже интервала перфорации эксплуатационной колонны, герметизацию устья метаноугольной скважины, снижение уровня жидкости в затрубном пространстве метаноугольной скважины до отметки, расположенной ниже интервала перфорации эксплуатационной колонны, при одновременном нагнетании буферного газа под избыточным давлением в затрубное пространство метаноугольной скважины, прекращение нагнетания буферного газа в затрубное пространство метаноугольной скважины при снижении уровня жидкости до отметки, расположенной ниже интервала перфорации эксплуатационной колонны, поддержание указанного уровня жидкости с помощью погружного насоса после прекращения нагнетания буферного газа и вызов притока пластового флюида путем стравливания избыточного давления буферного газа из затрубного пространства метаноугольной скважины, отличающийся тем, что после выполнения гидравлического разрыва продуктивного угольного пласта, перед спуском лифтовой колонны с погружным насосом, осуществляют промывку эксплуатационной колонны, после чего по установившемуся в ней уровню жидкости определяют исходную величину противодавления на продуктивный угольный пласт, которую поддерживают в процессе снижения уровня жидкости в затрубном пространстве метаноугольной скважины и одновременного нагнетания в него буферного газа, при этом вызов притока пластового флюида осуществляют с контролем изменения качественного или качественного и количественного состава буферного газа на устье метаноугольной скважины, причем по изменению качественного или качественного и количественного состава буферного газа судят о начале поступления угольного метана из продуктивного угольного пласта, после чего темп стравливания избыточного давления буферного газа из затрубного пространства метаноугольной скважины уменьшают.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве буферного газа используют нейтральный газ, например азот, или диоксид углерода, или смесь природного газа, например угольного метана, с нейтральным газом.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что буферный газ, который стравливают из затрубного пространства метаноугольной скважины, в зависимости от его качественного или качественного и количественного состава направляют в факельную линию или в шлейф.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что темп стравливания избыточного давления буферного газа из затрубного пространства метаноугольной скважины при вызове притока пластового флюида до начала поступления угольного метана из продуктивного угольного пласта должен составлять не более 0,3 МПа/сут, а после начала поступления угольного метана из продуктивного угольного пласта указанный темп должен быть уменьшен в 2-3 раза.