СПОСОБ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ДЛЯ ДОБЫЧИ ГАЗА ИЗ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ Российский патент 2020 года по МПК E21B43/25 E21B43/12 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

[0001] Данное изобретение относится к способу обезвоживания и эксплуатации скважин для добычи газа из угольных пластов

[0002] ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0003] Природный газ традиционно получали из обычных нефтяных скважин или обычных газовых скважин. В обычных нефтяных скважинах, скважину пробуривают в землю и футеруют внешней обсадной колонной. Внутреннюю насосно-компрессорную колонну вставляют через внешнюю обсадную колонну. Нефть поступает в насосно-компрессорную колонну и поднимается к поверхности через насосно-компрессорную колонну. Если природный газ вовлечен нефтью, его отделяют от нефти на поверхности и захватывают для продажи или выпускают. Газлифтные или глубинные насосы поднимают газонасыщенную текучую среду, такую как нефть, посредством включения пузырьков сжатых газов, таких как воздух, водяной пар или другие газы, уменьшая тем самым плотность смеси газ/жидкость по сравнению с одной лишь жидкостью и выполняя вынос жидкой нефти из ствола скважины. Целью газлифта в добыче нефти является перемещение жидкой нефти к поверхности для добычи, когда пластовое давление является недостаточным, чтобы сделать это.

[0004] В последнее время, газ из угольных пластов стал являться значительным источником для добычи природного газа. Газ из угольных пластов (CSG) является преимущественно метаном. Газ из угольных пластов (CSG) собирается в подземных угольных пластах посредством связывания с поверхностью частиц угля. Угольные пласты во многих угольных резервуарах являются водонасыщенными, и давление воды поддерживает газ адсорбированным на поверхности угля.

[0005] Для того, чтобы получать газ из угольных пластов, скважину пробуривают в угольный пласт и внешнюю обсадную колонну применяют, чтобы обсадить скважину. Внешнюю обсадную колонну располагают таким образом, что текучие среды могут поступать в нее из пласта, например, посредством имеющихся в ней отверстий вблизи угольного пласта. Внутреннюю насосно-компрессорную колонну вставляют через обсадную колонну. Газ из угольных пластов протекает во внешнюю обсадную колонну и протекает вверх через кольцевой канал между внешней обсадной колонной и внутренней насосно-компрессорной колонной.

[0006] Для того, чтобы начать эксплуатацию водонасыщенной скважины, часто необходимо удалить большую часть воды. Это «обезвоживание» приводит к уменьшению пластового давления до величины, при которой десорбция метана с поверхности угля происходит при значительной скорости. Длительные периоды обезвоживания могут потребоваться, прежде чем добыча газа достигает максимальной величины.

[0007] Механизированные (насосно-компрессорные) системы, такие как насосы, применяют для обезвоживания. Электровинтовые насосы кавитационного типа (PCP) обычно применяют для обезвоживания газовых скважин вследствие их способности откачивать воду, которая может содержать макрочастицы, такие как песок во взвешенном состоянии от гидравлического разрыва, каменный уголь или частицы грунта, и растворенные твердотельные вещества. Электровинтовые насосы кавитационного типа (PCP) обычно включают электродвигатель насоса, установленный на устье скважины, который соединен со скважинным погружным насосом посредством приводного шпинделя, протянутого через насосно-компрессорную колонну. Однако имеют место значительные недостатки в случае систем с электровинтовым насосом кавитационного типа (PCP), включающие, как наиболее важные, указанные ниже.

[0008] Высокие затраты, связанные с техническим обслуживанием или заменой насоса, поскольку насосы должны быть извлечены из скважины. Проблемы с производительностью и техническим обслуживанием возникают от:

Повреждений статора вследствие таких факторов как усталость, износ и несовместимость с текучей средой и т.д.

Повреждений ротора вследствие таких факторов как износ, образование термических трещин, усталость и т.д.

Повреждений колонны насосных штанг вследствие таких факторов как усталость, чрезмерные крутящие моменты и т.д., и

Повреждений насосно-компрессорной колоны вследствие таких факторов как износ и коррозия и т.д.

[0009] Другими эксплуатационными параметрами, которые оказывают воздействие на функционирование системы с электровинтовым насосом кавитационного типа (PCP), являются:

Перегрев в результате газа, вводимого насосом, вызывающий разбухание и перегревание эластомеров;

Твердотельные вещества, которые вызывают закупоривание;

Неправильное функционирование насоса вне рекомендованных параметров, которые определяются следующими характеристиками скважины;

Продолжительные периоды бездействия или условия «непродуктивной скважины».

Дорогостоящие ремонтные работы вследствие повреждения, сбоев в работе или исчерпания ресурса электровинтовых насосов кавитационного типа (PCP); и

Электровинтовые насосы кавитационного типа (PCP) не могут быть легко контролируемыми в отношении скорости вращения, оказывая тем самым непосредственное влияние на переменные величины расхода.

[0010] Обычно считают, что газлифт является неприменимым для скважин для добычи газа из угольных пластов, поскольку целью скважины является получение газа, а не получение жидкости, как в случае добычи нефти. Введение дополнительного газа в скважину от поверхности не способствует перемещению газа вверх в скважине, или добыче дополнительного газа из пласта, и обладает значительным недостатком, заключающимся во введении нежелательных разбавителей, таких как азот или пар, в добытый газ, что уменьшает его ценность. По этим причинам, газлифт нигде не применяют для добычи газа из угольных пластов.

[0011] Как указано выше, для добычи газа из угольных пластов необходимо уменьшать давление в скважине таким образом, чтобы вызывать десорбцию метана из каменного угля и приводить к его протеканию в скважину. Уменьшение давления требует удаления воды из угольного пласта, и эта вода также протекает во внешнюю обсадную колонну скважины. Большая часть этой воды высвобождается из газа под действием силы тяжести и собирается в нижней части скважины и погружные механические насосы обычно применяют для откачивания воды вверх через внутреннюю насосно-компрессорную колонну таким образом, что она может быть удалена из скважины. Понятно, что если избыток воды создается в нижней части скважины, гидростатическое давление будет вызывать сдерживание протекания газа угольных пластов от угольного пласта в скважину.

[0012] Значительное количество твердотельных мелких частиц и материала в виде макрочастиц также создается в скважинах для добычи газа из угольных пластов, и они склонны к протеканию в скважину вместе с водой, которая протекает в скважину. Это приводит к накоплению мелких частиц/макрочастиц/шлама внутри скважины, что может препятствовать протеканию воды из скважины и также вызывать значительный износ и проблемы с техническим обслуживанием в отношении механических насосов.

[0013] Как можно видеть, добыча газа из угольных пластов требует первичного и непрерывного обезвоживания скважин, что требует значительных затрат. Современные механические подъемные скважинные насосы, которые расположены в нижней части скважины для добычи газа из угольных пластов, являются предрасположенными к повреждению от контакта с газом и образования мелких частиц, что приводит к значительному времени простоя и высоким затратам на технического обслуживание.

[0014] Следует принимать во внимание, что хотя здесь и приведена ссылка на публикацию, относящуюся к предшествующему уровню техники, эта ссылка не означает признание того, что данная публикация образует часть общедоступных сведений в данной области техники в Австралии или в любой другой стране.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0015] Целью данного изобретения является предоставление способа газлифтной эксплуатации для скважины для добычи газа из угольных пластов, который увеличивает ценность и избегает или преодолевает или улучшает частично или полностью затруднения и недостатки, описанные выше, или предоставляет потребителю полезный или коммерчески применимый выбор. В некоторых вариантах осуществления данное изобретение предоставляет способ применения газлифта, выполняемого с помощью пены, в отношении скважин в угольном пласте.

[0016] Принимая во внимание вышеизложенное, данное изобретение, в одном аспекте, состоит определенным образом в способе удаления воды из скважины для добычи газа из угольных пластов, данная скважина для добычи газа из угольных пластов включает внешнюю обсадную колонну, в которую газ и вода из угольных пластов протекают вблизи нижней области скважины для добычи газа из угольных пластов, данный способ включает подачу сжатого метана в нижнюю область скважины для добычи газа из угольных пластов, данный сжатый метан действует для подъема воды из нижней области скважины для добычи газа из угольных пластов и принуждает ее к протеканию вверх к поверхности.

[0017] Применение метана в качестве газообразного компонента в данном изобретении устраняет проблему загрязнения или разбавления газ из угольных пластов нежелательными компонентами.

[0018] На протяжении этого описания, термин «метан» будет использован в отношении как чистого метана, так и природного газа, который является преимущественно метаном, однако может содержать также некоторые другие газовые компоненты.

[0019] В одном варианте осуществления воду отделяют от метана на поверхности. В одном варианте осуществления метан, который отделен от воды, содержит метан, который был подан в скважину для добычи газа из угольных пластов, и метан, полученный в скважине для добычи газа из угольных пластов.

[0020] В одном варианте осуществления по меньшей мере часть метана, который отделяют от воды, возвращают к нижней области скважины для добычи газа из угольных пластов в качестве сжатого метана.

[0021] В одном варианте осуществления скважина для добычи газа из угольных пластов включает внутреннюю насосно-компрессорную колонну, и метан и воду удаляют посредством газлифта или, в некоторых вариантах осуществления посредством газлифта, выполняемого с помощью пены, через кольцевой канал между внешней обсадной колонной и внутренней насосно-компрессорной колонной. В этом варианте осуществления механический подъемный скважинный насос может, кроме того, функционировать, чтобы предоставлять дополнительное удаление воды через внутреннюю насосно-компрессорную колонну.

[0022] В другом варианте осуществления скважина для добычи газа из угольных пластов содержит внешнюю обсадную колонну без внутренней насосно-компрессорной колонны.

[0023] В одном варианте осуществления сжатый метан подают в скважину для добычи газа из угольных пластов посредством трубы или колонны, которая вытянута к месту нагнетания газа или местам в нижней области скважины для добычи газа из угольных пластов. В некоторых вариантах осуществления сжатый метан подают в скважину для добычи газа из угольных пластов посредством трубы или колонны, которая вытянута через объем, определенный внешней обсадной колонной, или посредством трубы или колонны, вытянутой вдоль внешней части внешней обсадной колонны.

[0024] В одном варианте осуществления сжатый метан предоставляют посредством пропускания метана через компрессор и увеличения давления метана в компрессоре, и последующей подачи сжатого метана к нижней области скважины для добычи газа из угольных пластов.

[0025] В одном варианте осуществления сжатый метан доставляют в область, которая расположена ниже уровня воды, накопленной в нижней области скважины для добычи газа из угольных пластов.

[0026] В вариантах осуществления данного изобретения доставка сжатого метана к нижним областям скважины для добычи газа из угольных пластов действует, чтобы предоставлять газлифт, выполняемый с помощью пены. Поскольку газ расширяется, когда он поднимается вверх по колонне или по стволу скважины, образуется пена, и поток с пузырьками газа или пенистый поток вызывает уменьшение плотности комбинированной текучей среды, когда газожидкостная смесь приближается к поверхности. Для краткости и удобства описания на газожидкостную смесь будет делаться ссылка на протяжении этого описания как на пену.

[0027] В некоторых вариантах осуществления данного изобретения одна или несколько добавок могут быть добавлены для того, чтобы способствовать образованию стабильной пены. Одна или несколько добавок, являющихся применимыми в экологическом отношении и благоприятными в отношении последующих операций, особенно в отношении последующих операций, которые обрабатывают воду, удаленную из скважины для добычи газа из угольных пластов. Понятно, что большинство воды, которую удаляют из скважина для добычи газа из угольных пластов, является довольно соленой, и способы обработки включают закачивание добытой воды в резервуары для получения осадочной соли или лотки для испарения или обработки добытой воды посредством ее пропускания через устройство для обратного осмоса, чтобы получать поток очищенной воды и поток концентрированного рассола. Если добавки применяют, чтобы способствовать получению стабильной пены в колонне скважины, эти добавки не должны оказывать негативное влияние, например, на функционирование устройства для обратного осмоса. Множество добавок, подходящих для этой цели, было представлено в литературе. Специалисты в данной области техники смогут легко определить подходящие добавки для применения в этом отношении.

[0028] В одном варианте осуществления добавка содержит соль или раствор соли. В одном варианте осуществления добавка содержит концентрированный рассол, полученный от обработки воды, извлеченной из скважины для добычи газа из угольных пластов, например, концентрированный рассол, полученный от обработки обратным осмосом воды, извлеченной из скважины для добычи газа из угольных пластов.

[0029] В других вариантах осуществления добавки могут содержать одно или несколько поверхностно-активных веществ. Одно или несколько поверхностно-активных веществ могут являться биодеградируемыми и нетоксичными. Одно или несколько поверхностно-активных веществ могут содержать одно или несколько сульфонатных поверхностно-активных веществ.

[0030] Преимущественно, газлифт, такой как газлифт, выполняемый с помощью пены, как это имеет место в способе по данному изобретению, также действует, чтобы поднимать твердотельные мелкие частицы или твердотельные макрочастицы из нижней области скважины. Преимущественно, твердотельные мелкие частицы или твердотельные макрочастицы действуют в качестве стабилизирующего компонента для пены и поэтому также способствуют поддержанию стабильной пены в колонне скважины для добычи газа из угольных пластов. Когда твердотельные мелкие частицы и твердотельные макрочастицы подняты к поверхности, они могут быть отделены от газовой и жидкой фракций при применении обычной технологии отделения твердотельных частиц. Когда эту стадию отделения выполняют на поверхности, она может быть в лучшей степени осуществлена и контролироваться, чем любой из подобных процессов, которые могут иметь место в нижней области скважины.

[0031] Также, газлифт, выполняемый с помощью пены, устраняет возможность для утечки метана на устье скважины, поскольку он устраняет необходимость в уплотнениях подвижных соединений для вращения или перемещения валов, требующихся для электровинтовых насосов кавитационного типа (PCP) или штанговых насосов, в вариантах осуществления данного изобретения, где электровинтовые насосы кавитационного типа (PCP) или штанговые насосы не применяют.

[0032] В некоторых вариантах осуществления давление на забое скважины контролируют посредством активного и динамичного регулирования плотности пены. Давление на забое скважины (BHP), которое является важным параметром регулирования, влияющим на добычу газа, в основном зависит от давления столба жидкости в колонне скважины, которое в данном изобретении в значительной степени определяется плотностью пены. Плотность пены может быть отрегулирована посредством регулирования отношения жидкости к газу в скважине посредством, в качестве примера, регулирования количества сжатого метана, который подают к нижней области скважины, или посредством применения добавок.

[0033] В скважине для добычи газа из угольных пластов более низкое давление на забое скважины лучше с точки зрения уровня добычи газа из скважины. Однако, исходя из перспективы пласта, общую добычу из скважин устанавливают таким образом, что уровень добычи газа соответствует величине, которая требуется (и которая может колебаться в зависимости от спроса, условий договора, таких как предварительно установленного доступа к трубопроводам, и др.). Типично, уровни производительности от некоторых скважин в пласте уменьшаются, что фактически повышает давление на забое скважины, и степень выпуска газа в этих скважинах уменьшается. На практике, расход газа может варьироваться от нуля до максимума, который может предоставить скважина. В последнем случае, давление на забое скважины устанавливают посредством давления отборочной трубы на поверхности плюс потеря давления в скважине, которое в основном вызвано напором текучей среды. В результате, для механической подачи насосом имеет место стимул для уменьшения уровня воды до такой низкой величины, насколько это возможно, увеличивая риск введения в насос газа, который является вредным для насоса. В данном изобретении желательно, чтобы необходимое наибольшее отношение жидкость:газ (L:G) могло быть достигнуто и еще создавало пену.

[0034] Отношение жидкости к газу (L/G) в скважине для добычи газа из угольных пластов, которая функционирует без газлифта, выполняемого с помощью пены, изменяется значительным образом на протяжении срока службы скважины. В начале функционирования, скважина для добычи газа из угольных пластов будет обычно производить лишь воду, что означает то, что отношение жидкости к газу (L/G) является очень высоким (почти беспредельным), при уменьшении отношения жидкости к газу (L/G), когда газ начинает производиться.

[0035] В вариантах осуществления данного изобретения отношение жидкости к газу (L/G) после инжекции метана в скважину может находиться в интервале от 0,005 до 0,3 или от 0,025 до 0,25. Полагают, что отношение жидкости к газу (L/G) примерно 0,25 будет создавать густую пену в скважине. В некоторых вариантах осуществления данное изобретение также включает регулирование отношения жидкости к газу (L/G) в скважине до желательного уровня.

[0036] В некоторых вариантах осуществления способ по данному изобретению дополнительно включает измерение давления на забое скважины в нижней области скважины и регулирование давления на забое скважины до величины в пределах желательного интервала.

[0037] Способ в соответствии с вариантами осуществления данного изобретения также включает стадию отделения воды от газа. Это разделение газ-жидкость может происходить на поверхности. Может быть применена обычная технология разделения газ-жидкость, примеры которой включают механические, акустические и химические способы, описанные в литературе. Например, ультразвуковой сепаратор может быть применен, чтобы разрушать пену и таким образом отделять газ от жидкости. В других вариантах осуществления газожидкостная смесь может быть подана в резервуар для выдерживания, в течение которого пена будет разрушаться естественным образом. В качестве другой альтернативы, газожидкостная смесь может быть подана в область низкого давления, например в циклон или всосана модифицированным насосом, который будет вызывать выделение газа из пены, чтобы тем самым разрушать пену. В других вариантах осуществления пену разрушают химическими средствами. Например, химикаты, которые вызывают разрушение пены, могут быть добавлены к пене.

[0038] Когда газ был отделен от жидкости, он может перемещаться в резервуар для хранения газа, к процессу для обработки газа или к трубопроводу для доставки газа. В вариантах осуществления, где сжатый метан, который был предоставлен к нижней области скважины, содержит газ, извлеченный из скважины, по меньшей мере часть газа, который отделен от жидкости, подают в компрессор таким образом, что он может быть сжат и доставлен к нижней области скважины.

[0039] В некоторых вариантах осуществления несколько скважин для добычи газа из угольных пластов предоставляют газожидкостную смесь или смесь газа-жидкости-твердотельных веществ к соответствующему сепарационному оборудованию, в котором твердотельные вещества и жидкости отделяют от газа. Некоторая часть газа может быть подана в компрессор, и компрессор может доставлять сжатый метан к по меньшей мере некоторым или всем из нескольких скважин для добычи газа из угольных пластов. Таким образом, число требуемых компрессоров будет минимизировано. Регулирование расхода метана, который доставляют к каждой скважине для добычи газа из угольных пластов, может быть достигнуто посредством предоставления регулирующего клапана в каждом трубопроводе, который соединяет каждую скважину для добычи газа из угольных пластов с компрессором.

[0040] В некоторых вариантах осуществления сепарационное оборудование предоставляют на поверхности, и данное сепарационное оборудование принимает газожидкостную смесь или смесь газа-жидкости-твердотельных веществ из нескольких скважин для добычи газа из угольных пластов. Кроме того, это уменьшает число узлов разделения, требующихся для разрушения пены и/или отделения твердотельных веществ и жидкости от газа.

[0041] Способ по данному изобретению может быть применен в имеющихся скважинах для добычи газа из угольных пластов, в которых применяют механизированные (насосно-компрессорные) системы с механическим насосом. В таких вариантах осуществления система газлифта, выполняемая с помощью пены, по данному изобретению может быть применена, чтобы уменьшить количество откачивания, которое требуется от механических насосов, или чтобы поддерживать производительность скважины, когда механический насос удален для технического обслуживания или осмотра и текущего ремонта. В вариантах осуществления, где применяют способ по данному изобретению, когда механический насос подъемной системы находится еще на месте, газ и воду удаляют из скважины для добычи газа из угольных пластов посредством кольцевого канала между насосной трубой/колонной и внешней обсадной колонной скважины.

[0042] Способ по данному изобретению может также быть применен в новой скважине для добычи газа из угольных пластов. В этих вариантах осуществления не будет являться необходимым введение насосной трубы/колонны в скважину. В результате, может являться возможным образование скважины меньшего диаметра, чем это требовалось бы, если скважина должны была быть достаточно большой, чтобы принимать насосную трубу/колонну. Соответственно, затраты, включенные в бурение скважины, могут быть уменьшены, поскольку скважина меньшего диаметра может быть образована, которая будет иметь более низкие затраты на бурение и более низкие затраты на обсадную колонну.

[0043] Данное изобретение также относится к устройству для удаления воды из скважины для добычи газа из угольных пластов. Соответственно, во втором аспекте, данное изобретение предоставляет устройство для удаления воды из скважины для добычи газа из угольных пластов, скважины для добычи газа из угольных пластов, включающей внешнюю обсадную колонну, в которую газ и вода из угольных пластов протекают вблизи нижней области скважины для добычи газа из угольных пластов, данное устройство содержит средство доставки для подачи сжатого метана в нижнюю область скважины для добычи газа из угольных пластов, сжатый метан действует, чтобы образовывать пену, данная пена поднимается вверх через скважину для добычи газа из угольных пластов, чтобы тем самым поднимать воду из нижней области скважины для добычи газа из угольных пластов.

[0044] В одном варианте осуществления устройство дополнительно включает разделительное средство для приема пены и отделения воды от метана.

[0045] В варианте осуществления газовый компрессор является газовым компрессором, описанным для устройства в соответствии с первым или вторым аспектами выше, имеющим реверсируемые впускное и выпускное отверстия или перенаправляемые соединительные трубы.

[0046] Предпочтительные отличительные признаки устройства в соответствии со вторым аспектом данного изобретения могут являться такими, как описано при ссылке на на способ в соответствии с первым аспектом данного изобретения.

[0047] В соответствии с третьим аспектом предоставлено система для обезвоживания скважины для добычи газа из угольных пластов (CSG), имеющей устье скважины, эксплуатационную насосно-компрессорную колонну, окруженную эксплуатационной обсадной колонной, и где эксплуатационная насосно-компрессорная колонна и обсадная колонна соединены обе с возможностью протекания текучей среды с угольным пластом, где вода, собранная в нижней части, препятствует извлечению газа, данная система содержит: газовый компрессор, имеющий выпускное отверстие, соединенное с возможностью протекания текучей среды с эксплуатационной обсадной колонной и функционирующее, чтобы инжектировать сжатый добытый газ в эксплуатационную обсадную колонну, таким образом, что инжектирование сжатого добытого газа, протекающего вниз по эксплуатационной обсадной колонне, принуждает добытый газ к введению в эксплуатационнуюнасосно-компрессорную колонну, уменьшая тем самым гидростатическое давление столба текучей среды внутри эксплуатационной насосно-компрессорной колонны и, в свою очередь, вызывая перемещение совместного раствора или смеси добытых воды и газа вверх по эксплуатационной насосно-компрессорной колонне для разделения и перемещения.

[0048] В варианте осуществления, совместный раствор/смесь добытых воды и газа доставляют к сепаратору для отделения добытой воды от газа, и где газовый компрессор соединен с возможностью протекания текучей среды с газовым сепаратором для приема части отделенного газа для сжатия и последующего обратного нагнетания в обсадную колонну. Газовый компрессор может, например, являться поршневым компрессором.

[0049] В варианте осуществления, во время первоначальной стадии обезвоживания, в течение которой имеет место минимальная возможность или отсутствие возможности извлечения добытого газа, газовый компрессор функционирует, чтобы инжектировать газ, поданный независимо от скважины для добычи газа из угольных пластов (CSG). Газ, поданный независимо от скважины для добычи газа из угольных пластов (CSG), может быть инертным газом, пригодным для применения в процессе обезвоживания скважины для добычи газа из угольных пластов (CSG), таким как азот. В другом варианте осуществления, газ, поданный независимо от скважины для добычи газа из угольных пластов (CSG), может являться метаном.

[0050] В варианте осуществления, газовый компрессор сконфигурирован, чтобы иметь соединение с возможностью протекания текучей среды с одним или несколькими съемными квадруплетами для инертного газа, буллитами или т.п. для приема инертного газа.

[0051] В соответствии с четвертым аспектом предоставлено система для обезвоживания скважины для добычи газа из угольных пластов (CSG), имеющей устье скважины, эксплуатационную насосно-компрессорную колонну и эксплуатационную обсадную колонну, и где эксплуатационная насосно-компрессорная колонна и обсадная колонна соединены обе с возможностью протекания текучей среды с угольным пластом, где водонасыщенность препятствует извлечению газа, данная система содержит: трубопровод для инжектирования газа, расположенный внутри эксплуатационной насосно-компрессорной колонны и который вытянут по существу на всю ее длину; газовый компрессор, имеющий выпускное отверстие, соединенное с возможностью протекания текучей среды с трубопроводом для инжектирования газа и функционирующее, чтобы инжектировать сжатый добытый газ в трубопровод для инжектирования газа, таким образом, что инжектирование сжатого добытого газа, после вывода из выходного конца трубопровода для инжектирования газа в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну создает уменьшение давления в гидростатическом давлении столба текучей среды внутри эксплуатационной насосно-компрессорной колонны, в свою очередь, вызывая перемещение совместного раствора или смеси добытой воды и газа вверх по эксплуатационной насосно-компрессорной колонне для дальнейшего разделения и перемещения. Этот процесс, в свою очередь, вызывает перемещение добытой воды и газа к эксплуатационной обсадной колонне и эксплуатационной насосно-компрессорной колонне для извлечения в качестве естественного процесса миграции, связанного с обезвоживанием газа из скважин для добычи газа из угольных пластов (CSG). Совместный раствор или смесь добытых воды и газа могут находиться в форме газа.

[0052] В варианте осуществления совместный раствор/смесь добытых воды и газа доставляют к сепаратору для отделения добытой воды от газа, и где газовый компрессор соединен с возможностью протекания текучей среды с газосепаратором для приема части отделенного добытого газа для сжатия и последующего нагнетания в эксплуатационную обсадную колонну. Газовый компрессор может, например, являться поршневым компрессором.

[0053] В варианте осуществления, во время первоначальной стадии обезвоживания, в течение которой имеет место минимальная возможность или отсутствие возможности извлечения добытого газа, газовый компрессор может инжектировать газ, поданный независимо от скважины для добычи газа из угольных пластов (CSG). Газ, поданный независимо от скважины для добычи газа из угольных пластов (CSG), может быть инертным газом, пригодным для применения в процессе обезвоживания скважины для добычи газа из угольных пластов (CSG), таким как азот. В другом варианте осуществления, газ, поданный независимо от скважины для добычи газа из угольных пластов (CSG), может являться метаном.

[0054] В варианте осуществления, газовый компрессор сконфигурирован, чтобы иметь соединение с возможностью протекания текучей среды с одним или несколькими съемными квадруплетами для инертного газа, снарядами или т.п. для приема инертного газа.

[0055] В соответствии с пятым аспектом предоставлен способ модифицирования скважины для добычи газа из угольных пластов (CSG) посредством имеющегося приводного насосного устройства для извлечения газа системой для обезвоживания, данный способ включает: удаление приводного насосного узла имеющегося приводного насосного устройства из устья скважины; установление газового компрессора таким образом, что выходное отверстие для сжатого газа соединено с возможностью протекания текучей среды с эксплуатационной обсадной колонной скважины для добычи газа из угольных пластов (CSG), данный газовый компрессор функционирует, чтобы инжектировать сжатый газ в эксплуатационную обсадную колонну, таким образом, что добытый газ, протекающий вниз по эксплуатационной обсадной колонне, принуждает добытый газ к введению в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну, уменьшая тем самым гидростатическое давление столба текучей среды внутри эксплуатационной насосно-компрессорной колонны и вызывая, в свою очередь, перемещение совместного раствора или смеси добытых воды и газа вверх по эксплуатационной насосно-компрессорной колонне для дальнейшего разделения и перемещения. Совместный раствор или смесь добытых воды и газа могут находиться в форме газа.

[0056] В варианте осуществления способ дополнительно включает связывание выпускного отверстия для сжатого газа газового компрессора с соединительной муфтой на устье скважины, первоначально применяемой для извлечения добытого газа из эксплуатационной обсадной колонны.

[0057] В варианте осуществления способ дополнительно включает связывание соединительной муфты на скважине, первоначально применяемой для извлечения добытой воды из эксплуатационной насосно-компрессорной колонны, с сепаратором.

[0058] В соответствии с шестым аспектом данного изобретения предоставлен способ модифицирования скважины для добычи газа из угольных пластов (CSG) посредством имеющегося приводного насосного устройства для извлечения газа системой для обезвоживания, данный способ включает: удаление приводного насосного узла имеющегося приводного насосного устройства из устья скважины; удаление приводного шпинделя имеющегося приводного насосного устройства, если он установлен; установку трубопровода для инжектирования газа внутри эксплуатационной насосно-компрессорной колонны, соединенного с устьем скважины, данный трубопровод для инжектирования газа вытягивают по существу на всю длину эксплуатационной насосно-компрессорной колонны; установку газового компрессора таким образом, что выпускное отверстие для сжатого газа соединено с возможностью протекания текучей среды с трубопроводом для инжектирования газа, газовый компрессор функционирует, чтобы инжектировать сжатый добытый газ в трубопровод для инжектирования газа, таким образом, что инжектирование сжатого добытого газа после вывода из выходного конца трубопровода для инжектирования газа в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну создает уменьшение давления в гидростатическом давлении столба текучей среды внутри эксплуатационной насосно-компрессорной колонны, вызывая, в свою очередь, перемещение совместного раствора или смеси добытых воды и газа вверх по эксплуатационной насосно-компрессорной колонне для дальнейшего разделения и перемещения. Совместный раствор или смесь добытых воды и газа могут находиться в форме газа.

[0059] В соответствии с седьмым аспектом предоставлен способ оптимизации скважины для добычи газа из угольных пластов (CSG), не вышедшей на режим, с минимальным содержанием добытой воды, однако с низким давлением добытого газа или низкими гидродинамическими характеристиками добытого газа, имеющей эксплуатационной насосно-компрессорную колонну, окруженную эксплуатационной обсадной колонной, и где как насосно-компрессорная колонна, так и обсадная колонна соединены с возможностью протекания текучей среды с угольным пластом, включающий: введение в действие газового компрессора таким образом, что впускное отверстие для газа соединено с возможностью протекания текучей среды с эксплуатационной обсадной колонной, и компрессор функционирует, чтобы извлекать добытый газ и/или воду из эксплуатационной обсадной колонны, чтобы улучшить давление и дебит добытого газа. Совместный раствор или смесь добытых воды и газа могут находиться в форме газа.

[0060] В варианте осуществления способ дополнительно включает направление потока добытого газа и/или воды через водоотделитель/барабанный сепаратор перед введением в газовый компрессор.

[0061] Во всех аспектах данного изобретения, совместный раствор или смесь добытых воды и газа могут находиться в форме газа.

[0062] Любая из особенностей, описанная в данном документе, может быть объединена в любой комбинации с любой одной или несколькими других особенностей, описанных в данном документе, в пределах объема данного изобретения.

[0063] Ссылка на любой известный уровень техники в этом описании не является и не должно приниматься в качестве подтверждения или любой формы предположения, что известный уровень техники образует часть общеизвестных сведений.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0064] Различные варианты осуществления данного изобретения ниже описаны со ссылками на следующие чертежи, среди которых:

[0065] Фиг. 1 показывает схематический чертеж обычной скважины для добычи газа из угольных пластов при применении механического насоса в качестве механизированной (насосно-компрессорной) системы;

[0066] Фиг. 2 показывает схематический чертеж скважины для добычи газа из угольных пластов, в которой газ и воду доставляют к поверхности при применении варианта осуществления данного изобретения;

[0067] Фиг. 3 является схематическим чертежом скважины для добычи газа из угольных пластов (CSG) с системой обычного электровинтового насоса кавитационного типа (PCP) для обезвоживания;

[0068] Фиг. 4 представляет крупный план устья скважины по Фиг. 3;

[0069] Фиг. 5 является схематическим чертежом скважины для добычи газа из угольных пластов (CSG) по Фиг. 3, включающей устройство для обезвоживания в соответствии с вариантом осуществления данного изобретения;

[0070] Фиг. 6 является схематическим чертежом скважины для добычи газа из угольных пластов (CSG) по Фиг. 3, включающей устройство для обезвоживания в соответствии с альтернативным вариантом осуществления данного изобретения;

[0071] Фиг. 7 является схематическим чертежом скважины для добычи газа из угольных пластов (CSG) по Фиг. 3, включающей устройство для обезвоживания, подобное тому, что представлено на Фиг. 4, при альтернативном оборудовании для разделения, в соответствии с вариантом осуществления данного изобретения; и

[0072] Фиг. 8 является схематическим чертежом скважины для добычи газа из угольных пластов (CSG) по Фиг. 3, включающей систему для оптимизации газового потока в соответствии с еще одним альтернативным вариантом осуществления данного изобретения;

ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

[0073] Специалисту в данной области техники будет понятно, что прилагаемые чертежи предоставлены в целях иллюстрирования предпочтительных вариантов осуществления данного изобретения. Поэтому, понятно, что данное изобретение не должно рассматриваться как ограниченное лишь признаками, показанными на прилагаемых чертежах.

[0074] Фиг. 1 показывает схематический чертеж обычной скважины для добычи газа из угольных пластов. На Фиг. 1 внешняя обсадная колонна 110 облицовывает внутри ствол скважины. Внутренняя насосная колонна 112 вставлена через внешнюю обсадную колонну 110. Погружной механический подъемный скважинный насос 114 расположен на дне или вблизи дна насосной колонны 112. Внешняя обсадная колонна 110 включает отверстия 116, 118 вблизи угольных пластов 120, 122. При функционировании скважины, показанной на Фиг. 1, газ и вода протекают из угольных пластов 120, 122 через отверстия 116, 118 и во внешнюю обсадную колонну скважины. Газ поднимается вверх в кольцевом канале 113 между внешней обсадной колонной 110 и насосной колонной 112. Некоторое количество воды высвобождается из газа, поднимающегося вверх, и падает под действием силы тяжести к дну скважины. Функционирование механического подъемного скважинного насоса 114 вызывает откачивание воды к поверхности через внутреннее пространство насосной колонны 112.

[0075] Скважины для добычи газа из угольных пластов (CSG) производят значительное количество воды, которое изменяется на протяжении срока службы скважины. Обычно, в скважинах для добычи газа из угольных пластов (CSG) газ протекает вверх, и жидкость протекает вниз в кольцевом канале (чтобы быть извлеченной насосом в нижней части скважины). Режим протекания критически влияет на профиль давления в скважине и, следовательно, на добычу газа. Противоточные потоки могут не существовать при высоких отношениях потоков газ:жидкость вследствие реверсирования потока (затопления), когда поток жидкости переносится (частично) вверх вследствие высокого расхода потока газа. Это условие может представлять большую часть периода эксплуатации скважины. Пена способствует продвижению затопления (свободного протекания) посредством уменьшения скорости газа, требующейся для переноса жидкости вверх к поверхности.

[0076] Фиг. 2 показывает схематический чертеж скважины для добычи газа из угольных пластов, функционирующей в соответствии с данным изобретением. На Фиг. 2 внешняя обсадная колонна 130 облицовывает внутри ствол скважины. Нижняя часть скважины вытянута в угольный пласт 132 или через него. Внешняя обсадная колонна 130 открыта к углю или снабжена отверстиями, так что газ и вода от угольного пласта 132 может протекать в скважину. При функционировании, твердотельные вещества, в форме мелких частиц или макрочастиц, будут также протекать в скважину. Труба 134 вытянута от компрессора 136 к позиции или позициям инжектирования вблизи основания скважины. Труба 134 доставляет сжатый метан под давлением от компрессора 136 к позиции или позициям инжектирования вблизи основания скважины 130. Метан инжектируют таким образом, что объемное отношение жидкости к газу (L/G) в нижней части скважины уменьшено, например, до примерно 0,1. Давление в нижней части скважины будет зависеть от глубины скважины.

[0077] Инжектирование сжатого метана к основанию скважины приводит к образованию пены. Для того, чтобы увеличить стабильность пены, одна или несколько добавок могут быть добавлены в скважину. Отдельная инжекционная труба может быть применена для подачи одной или нескольких добавок. В качестве альтернативы, одна или несколько добавок могут быть инжектированы вместе с метаном посредством трубы 134. В одном варианте осуществления концентрированный рассол может быть инжектирован в качестве добавки, чтобы улучшить стабильность пены. Концентрированный рассол может быть извлечен из процесса обработки, который применяют, чтобы обрабатывать воду, удаленную из скважины для добычи газа из угольных пластов (CSG). Создание пены будет обычно требовать интенсивного введения газа в неочищенную жидкость. Формирование пены и стабильность регулируют посредством трехстадийного процесса, состоящего из дренажа пены, вызванного силой тяжести, укрупнения, вызванным перемещением газа между пузырьками, введенными посредством разницы в капиллярном давлении, и коалесценции пузырьков, вызванной утонением и разрывом жидкостных пленок между пузырьками. Неорганические соли промотируют пенообразование и сдерживают рассеивание пузырьков выше критической концентрации. Критическая концентрация зависит от типа присутствующей одной или нескольких солей. Например, для NaCl, критическая концентрация составляет примерно 100 мМ, и эта концентрация NaCl может преимущественно присутствовать естественным образом в пластовой воде, образованной в скважине от угольного пласта. Однако, может являться желательным добавление одной или нескольких дополнительных солей в скважину в некоторых вариантах осуществления. В некоторых вариантах осуществления данное изобретение также включает стадии определения критической концентрации соли для поддержания стабильной пены и добавления одной или нескольких добавок. Может также потребоваться, чтобы вода, полученная от угольного пласта, была подвергнута анализу, чтобы определить концентрацию в ней соли, и последующему определению количества добавок, которые могут быть добавлены в скважину, чтобы получить при критической концентрации соли или выше. Газ в пене и давление могут также играть роль в отношении качества пены. В некоторых вариантах осуществления возможно то, что вода, полученная в скважине для добычи газа из угольных пластов, будет иметь достаточное содержание соли, чтобы способствовать образованию стабильной пены, или дополнительная соль может потребоваться для добавления, обычно в форме раствора соли.

[0078] Когда мелкие частицы/порошковый материал также перемещают в скважину для добычи газа из угольных пластов (CSG), мелкие частицы/порошковый материал захватывается в пену. Предпочтительно, мелкие частицы в воде от угольных пластов (CSG) склонны действовать в качестве стабилизаторов пены, возможно посредством адсорбирования на поверхности раздела газ-вода и уменьшения свободной энергии системы, предотвращая тем самым коалесценцию пузырьков и затрудняя процесс укрупнения посредством адсорбирования на поверхности раздела газ-вода. В скважинах для добычи газа из угольных пластов в Квинсленде, мелкие частицы преимущественно прослаивают частицы глины и имеют морфологию частиц, их размер и гидрофобность, которые должны быть стабилизирующими для пены.

[0079] Пена, которая образована в нижней части скважины, затем перемещается вверх по колонне скважины вследствие разницы в давлении между нижней частью скважины и верхней скважины. Когда пена поднимается вверх через колонну скважины, давление в скважине уменьшается, и это вызывает расширение пены и уменьшение отношение жидкости к газу (L/G) в пене. Следует принимать во внимание, что пена состоит из метана, инжектированного в нижнюю часть скважины посредством компрессора, газа, полученного в скважине, воды, полученной в скважине и любых мелких частиц, которые захвачены в пену.

[0080] Когда пена достигла поверхности, она поступает в сепаратор 138. Сепаратор 138 разрушает пену и образует водный поток 140 и газовый поток 142. Водный поток 140 также включает мелкие частицы и макрочастицы, которые подняты к поверхности посредством пены. Водный поток 140 может быть направлен для дополнительной обработки, например, чтобы удалить из него мелкие частицы и макрочастицы, и затем для дополнительной обработки для удаления из него соли. В качестве альтернативы, жидкость может закачиваться в хвостохранилище или в испарительный бассейн. Другие обработки для водного потока могут также быть применены.

[0081] Часть газового потока 142 рециркулируют посредством линии 144 в компрессор 136. Другую часть газового потока 142 подают посредством линии 146 в хранилище газа или установку для обработки газа или же в газовый трубопровод. Газ, протекающий через линию 146, представляет собой добытый газ из скважины для добычи газа из угольных пластов (CSG).

[0082] Следует принимать во внимание, что компрессор 136 может быть применен для предоставления сжатого метана несколько скважин для добычи газа из угольных пластов (CSG). Например, сжатый метан от компрессор 136 может быть подан к манифольду с несколькими подводящими трубами, который затем подает сжатый метан к соответствующим некоторым из нескольких скважин для добычи газа из угольных пластов (CSG). Подобным образом, сепаратор 138 может принимать образованную пену из нескольких различных скважин для добычи газа из угольных пластов (CSG) и затем разрушать пену и отделять газ от воды и мелких частиц. Сепаратор может применять любые подходящие известные технологии отделения, которые могут разрушать пены и отделять жидкости от газов.

[0083] Вариант осуществления данного изобретения, показанный на Фиг. 3, особенно подходит для применения с водонасыщенными скважинами для добычи газа из угольных пластов (CSG). Глубина скважин может составлять от 200 до 2000 м, хотя специaлистам в данной области техники будет понятно, что глубина скважины может варьироваться. Как показано, скважина для добычи газа из угольных пластов (CSG) включает устье скважины 12 в соединении с возможностью протекания текучей среды с эксплуатационной обсадной колонной 14. Конструкция скважины обычно состоит из эксплуатационной насосно-компрессорной колонны 16, которая вытянута в осевом направлении через эксплуатационную обсадную колонну 14, по меньшей мере до глубины, где отверстие соединено с возможностью протекания текучей среды с эксплуатационным пластом 17, и где совместный раствор или смесь добытых воды и газа поднимают к поверхности посредством воздействия скважинной насосной установки в процессе, известном как «обезвоживание». Наземная конструкция обычно состоит из устья скважины, соединенного с выпускными линиями, чтобы доставлять добытую воду к подходящей установке для обработки воды и добытый газ к газосборному оборудованию или смешанный раствор или смесь к подходящему сепаратору, размещенному в непосредственной близости от устья скважины.

[0084] При дополнительной ссылке на Фиг. 4 скважина 10 для добычи газа из угольных пластов (CSG) включает устройство для обезвоживания в форме обычного электровинтового насоса кавитационного типа (PCP). Устройство для обезвоживания с электровинтовым насосом кавитационного типа (PCP) содержит электродвигатель 20, включенный в приводную головку 21 насоса, размещенную поверх устья скважины 12. Электродвигатель 20 функционирует таким образом, чтобы приводить в действие электровинтовой насос кавитационного типа (PCP) 22, расположенный на дне или вблизи него насосно-компрессорной колонны 16, соединенный посредством приводного шпинделя 24 насоса. Более конкретно, электродвигатель 20 сконфигурирован, чтобы приводить в действие электровинтовой насос кавитационного типа (PCP) 22 посредством приводного шпинделя 24 насоса, который расположен внутри насосно-компрессорной колонны 16. Вода, выкачиваемая через насосно-компрессорную колонну 16, удаляется через выпускное отверстие 23 для добытой воды, в то время как добытый газ (т.е. высвобожденный из пластов) выпускается через выпускное отверстие 24 для добытого газа.

[0085] Варианты осуществления данного изобретения могут быть модифицированы для устья скважины 12 по Фиг. 4 для замены устройства для обезвоживания с электровинтовым насосом кавитационного типа (PCP) устройством для обезвоживания посредством газлифта, выполняемого с помощью пены, как будет теперь описано. Устройство для обезвоживания посредством газлифта, выполняемого с помощью пены, может быть установлено посредством небольшой модификации конфигурации имеющейся скважины 10 для добычи газа из угольных пластов (CSG), и преимущественно улучшает рециркулированный добытый газ из оборудования 30 для разделения (Фиг. 5), чтобы устранить процесс обезвоживания. В качестве альтернативы, устройство для обезвоживания посредством газлифта, выполняемого с помощью пены, может быть применено с новыми скважинами для добычи газа из угольных пластов (CSG) или имеющимися скважинами для добычи газа из угольных пластов (CSG) которые не снабжены каким-либо устройством для обезвоживания.

[0086] При ссылке на Фиг. 5 показана скважина для добычи газа из угольных пластов (CSG) по Фиг. 3 и 4, с установленным устройством для обезвоживания посредством газлифта, выполняемого с помощью пены, в соответствии с вариантом осуществления данного изобретения. Устройство для обезвоживания посредством газлифта, выполняемого с помощью пены, содержит оборудование 30 для разделения и газовый компрессор 32.

[0087] Оборудование 30 для разделения сконструировано, чтобы принимать совместный раствор или смесь или пену добытых воды и газа из устья скважины 12 и затем разделять раствор/смесь на жидкость и газ для дополнительного распределения. Например, оборудование 30 для разделения может содержать базовое разделительное устройство/резервуар для дегазирования добытой воды, обезвоживания добытого газа или разделения совместного раствора или смеси. Как показано на Фиг. 5, оборудование 30 для разделения соединено с возможностью протекания текучей среды с выпускным отверстием 23 для добытой воды устья скважины 12. Оборудование 30 для разделения может быть соединено с выпускным отверстием 23 для воды посредством любой подходящей трубы или гибкого трубопровода.

[0088] Газовый компрессор 32 расположен ниже по течению потока оборудования 30 для разделения и функционирует таким образом, чтобы принимать часть отделенного добытого газа через регулирующий клапан (пневмопривод, поворотный регулятор, редукционный клапан или т.п.) с основной целью, являющейся предоставление возможности выполнения достаточной подачи газа при давлении и расходе, требующихся для газового компрессора, чтобы поддерживать оптимальные эксплуатационные характеристики. Остающуюся часть добытого газа направляют к газосборному оборудованию (не показано) для последующего распределения. Газовый компрессор 32 может являться любым компрессором, подходящим сжатия добытого газа. Например, газовый компрессор может являться моделями возвратно-поступательного промышленного газового компрессора D691, T891, T791, THG602, произведенными Corken Inc. в составе IDEX Energy Group (см. универсальный указатель ресурса (URL) http://www.corken.com) или моделями возвратно-поступательного газового компрессора NG161, NG 162, NG163, NG172, NG173, NG361, NG362, NG363, NG372, NG373, NG602, NG603, NG612, NG613, NG642 и NG942, произведенными Blackmer, в составе PSG Dover Company (см. универсальный указатель ресурса (URL) http:/www.psgdower.com) или линией моделей возвратно-поступательного газового компрессора LRG, произведенных компанией Leroi, в составе компаний Gardner Denver Group (см. универсальный указатель ресурса (URL) http://leroigas.com/) или линией моделей возвратно-поступательного газового компрессора QRNG, произведенных компанией Quincy Compressor (см. универсальный указатель ресурса (URL) https://www.quincycompressor.com/). Как будет понятно специалистам в данной области техники, любой подходящий компрессор может быть применен.

[0089] В качестве примера конфигурации процесса, газовый компрессор 32 функционирует таким образом, чтобы сжимать часть добытого газа от первоначальных величин давления всасывания от 0 до 650 кПа изб. давл.(от 0 до 94,3 фунтов на кв. дюйм изб. давления) и давления на выходе до 10342 кПа изб. давл.(1500 фунтов на кв. дюйм изб. давления) и расходов 8-891 тысяч кубических футов в день (MSCFD) (227-25230 м³) для конкретной установки. Для модифицированного функционирования, двигатель 33, применяемый для привода газовый компрессор 32 может преимущественно являться тем же самым двигателем 20, который был первоначально применен для приведения в действие приводной головки 21 насоса (показанной на Фиг. 4) и будет соответствовать размеру газового компрессора, выбранного для раствора. Альтернативным образом и в областях, где отсутствует снабжение электроэнергией, возможные варианты включают другие приводные устройства, чтобы снабжать энергией газовый компрессор 32, включающие двигатели, работающие на природном газе, которые применяют добытый газ, образованный посредством процесса обезвоживания. Газовый компрессор 32 может включать контроллер, который обеспечивает контроль для газового компрессора в автономной конфигурации или дистанционный контроль посредством систем дистанционной телеметрической аппаратуры (RTU) клиента. Этот контроль может включать мониторинг расходов добытой воды, температуры of на выходе компрессора и изменений давления, необходимых для поддерживания оптимальных параметров функционирования газового компрессора, а также моиторинг доставки добытых воды и газа из скважины. Приборы для мониторинга и контроля в данной системе, в зависимости от конструкции системы, могут включать измерители перепада давления, прямого (объемного) вытеснения, скорости и измерители действительного массового расхода, и приборы для измерения вязкости, плотности, мутности и проводимости. Информация может быть передана посредством датчиков назад к системе дистанционной телеметрической аппаратуры (RTU), предоставляя корректировку в реальном времени для конечных пользователей. Системы дистанционной телеметрической аппаратуры (RTU) могут либо иметься (не показано), либо могут быть предоставлены независимым образом в зависимости от требований.

[0090] Выпускное отверстие газового компрессора 32 соединено с возможностью протекания текучей среды с устьем скважины 12 для инжектирования газа в эксплуатационную обсадную колонну 14. Для модифицированных видов применения, это может быть достигнуто посредством связывания выпускного отверстия газового компрессора 32 с выпускным отверстием 24 для добытого газа устья скважины 12 (т.е. которое первоначально применялось с устройством для обезвоживания с электровинтовым насосом кавитационного типа (PCP) для удаления добытого газа). Понятно, что любая форма связывания или конфигурации клапана может быть применена, при условии, что она делает возможным для сжатого газа быть инжектированным в обсадную колонну через устье скважины 12. Дополнительно, связывание подходящим гибким рукавом применяют, чтобы соединить всасывающий и нагнетательный патрубки газового компрессора 32, чтобы уменьшить вибрацию, создаваемую газовым компрессором 32 во время функционирования на любых установках с жестким трубопроводом. Конфигурация газового компрессора 32 может представлять собой компоновку отдельного или нескольких газовых компрессоров, состыкованных с центральным манифольдом в зависимости от производственных потребностей. Соединение между гибким рукавом и соединения устья скважины 12 имеют один и тот же размер (внутренний диаметр (ID)) и номинальное давление, чтобы предотвращать чрезмерные перепады давления на протяжении от всасывающего до нагнетательного газового компрессора 32 и между газовым компрессором 32 и устьем скважины 12.

[0091] Функционирование устройства для обезвоживания, показанного на Фиг. 5, будет теперь описано. На первой стадии газовый компрессор 32 включен. По время пуска, скважина для добычи газа из угольных пластов (CSG) может не быть производящей. А именно, в результате водонасыщенности, которая влияет на расходы при добыче газа и приводит к сокращению или отсутствию добытого газа, что устраняет процесс обезвоживания. В этом случае, независимый источник инертного газа (квадруплет, буллит и т.д.) будут введены и соединены временным образом с впускным отверстием манифольда газового компрессора 32, чтобы создать петлю для рециркуляции газа. Когда газ добывают из угольного пласта, он прогрессивным образом высвобождается в газосборную систему, в соответствии с желательным отношением жидкость:газ, требующимся в скважине.

[0092] Газовый компрессор 32 сжимает и повторно нагнетает газ в скважину 10 для добычи газа из угольных пластов (CSG) через выпускное отверстие 24 для добытого газа. Повторно нагнетаемый газ отжимают вниз в эксплуатационную обсадную колонну 14 (или в других вариантах осуществления посредством специально предназначенной трубы для инжектирования) к позиции или позициям инжектирования газа, в примере, показанном на Фиг. 5, к позиции, которой достигает конец насосно-компрессорной колонны 16. Газ и жидкость поднимаются насосно-компрессорную колонну в виде смеси добытых воды и газа к поверхности, где она выпускается из выпускного отверстия 23 для образованной воды и перемещается к разделительному устройству 30, где раствор разделяют на добытую воду и газ. Часть добытого газа из сепаратора 30 может теперь быть перенаправлена назад в газовый компрессор 32 для повторной инжекции газа, рециркулирования и последующего процесса обезвоживания. Когда скважина 10 начала производить в достаточном количестве добытый газ для операции обезвоживания, впускное отверстие манифольда на газовом компрессоре 32 регулируют таким образом, чтобы подавать композицию частично смешанного газа (инертного и добытого газа) или газом, полностью отделенным от инертного газа, если требования в отношении рециркулируемого газа удовлетворяются добытым газом. Любой инертный газ, введенный во время процесса обезвоживания/реинжектирования, объединяют с добытым газом и обрабатывают газосборным оборудованием. Пульт дистанционного управления (RTU) может в динамическом режиме контролировать количество газа, доставленного к газовому компрессору 32, на основании периодических требований системы, как определено датчиками, встроенными в газовый компрессор и переменными величинами расхода и давления при добыче.

[0093] Фиг. 6 показывает альтернативную конфигурацию по данному изобретению, по-прежнему для применения со скважиной 10 для добычи газа из угольных пластов (CSG), как показано на Фиг. 3. В этой альтернативной конфигурации труба 40 для инжектирования газа вставлена внутрь насосно-компрессорной колонны 16. Для модифицированных видов применения, устройство для обезвоживания с электровинтовым насосом кавитационного типа (PCP) удалено перед установкой трубы 40 для инжектирования газа, которая вытянута к позиции или позициям инжектирования вблизи открытого конца насосно-компрессорной колонны 16. Для новых установок, труба 40 для инжектирования газа вытянута на длину насосно-компрессорной колонны 16. Вершина трубы 40 для инжектирования газа может быть прочно соединена с верхним соединителем устья скважины 12.

[0094] Как показано на Фиг. 6, выпускное отверстие газового компрессора 32 соединено с возможностью протекания текучей среды с трубой 40 для инжектирования газа для повторного закачивания сжатого добытого газа через трубу 40 для инжектирования газа к скважинному выпускному отверстию трубы 40 для инжектирования газа, расположенному внутри насосно-компрессорной колонны 16. Выпускное отверстие 23 для добытой воды соединено с оборудованием 30 для разделения раствора, как описано выше. Добытый газ, отделенный от добытой воды, в качестве части процесса разделения рециркулируют и повторно нагнетают посредством газового компрессора 32, при этом ожидается минимальная потеря добытого газа в результате этого процесса рециркулирования/повторного инжектирования. Весь добытый газ получают через выпускное отверстие для добытого газа и пропускают к газосборному оборудованию.

[0095] Функционирование устройства для обезвоживания, показанного на Фиг. 6, будет теперь описано. На первой стадии газовый компрессор 32 включен. Затем, по время пуска, впускное отверстие газового компрессора может быть соединено с источником газа, независимым от скважины 10 для добычи газа из угольных пластов (CSG) (которая может являться производящей небольшое количество газа или не производящей его вследствие водонасыщенности). Как только скважина 10 начала добычу, впускное отверстие газового компрессора 32 может быть отрегулировано для приема добытого газа из разделительного оборудования 30. Газовый компрессор 32 повторно инжектирует добытый газ назад в скважину 10 для добычи газа из угольных пластов (CSG) посредством трубопровода 40 для инжектирования газа, размещенного внутри насосно-компрессорной колонны 16. Этот процесс уменьшает гидростатическое давление столба текучей среды, вызывая перемещение совместного раствора/смеси через насосно-компрессорную колонну к устью скважины 12, где он выпускается из выпускного отверстия 23 для образованной воды и направляется в разделительное оборудование 30. Этот процесс, в свою очередь, вызывает перемещение добытой воды и газа к эксплуатационной обсадной колонне и насосно-компрессорной колонне для извлечения в качестве естественного процесса миграции, связанного с обезвоживанием газа из скважин для добычи газа из угольных пластов (CSG). Отделенную добытую воду выпускают из разделительного оборудования 30 к оборудованию для сбора воды посредством проточных линий для дополнительной обработки (не показано). Часть добытого газа от сепаратора подают обратно к газовому компрессору 32, необходимому для поддерживания оптимальных эксплуатационных условий. Газ из угольных пластов (CSG), полученный в результате данного процесса, поступает в верхнюю часть обсадной колонны 14, где он выпускается через выпускное отверстие 24 для добытого газа. Этот добытый газ и избыточный газ, наряду с избыточным отделенным газом, доставляют к газосборному оборудованию посредством проточных линий (не показано) для дополнительного распределения. Опять же, пульт дистанционного управления (RTU) и блок управления могут в динамическом режиме контролировать количество газа, доставленного к газовому компрессору 32, на основании периодических требований системы.

[0096] Имеет место альтернатива в случаях, когда может не быть разделительного оборудования 30, чтобы осуществлять разделение совместного раствора или смеси, образованной в результате процесса обезвоживания, независимым образом. Фиг. 7 включает базовое расположение компонентов, идентифицированных на Фиг. 6, а именно размещение газового компрессора 32 и скважины 10 для добычи газа из угольных пластов (CSG) с дополнительным сепаратором жидкости/барабанным сепаратором 42, установленным в одной линии с газовым компрессором 32 (т.е. установленным перед газовым компрессором 32, чтобы выполнять требования в отношении разделения. В этой альтернативной конфигурации, сепаратор жидкости/барабанный сепаратор 42 включен в качестве части решения в отношении обеспечения удаления всей добытой воды от процесса обезвоживания/повторного инжектирования перед направлением назад к газовому компрессору 32 и газосборному оборудованию таким же образом, что описан для Фиг. 4 выше. Вся добытая вода, собранная в сепараторе жидкости/барабанном сепараторе будет направлена назад к оборудованию для сбора воды, как описано ранее.

[0097] Для всех вариантов осуществления, представленных на Фиг. 5, 6 и 7, когда скважина 10 для добычи газа из угольных пластов (CSG) была в достаточной степени обезвожена, газовый компрессор 32 может быть реконфигурирован таким образом, чтобы извлекать добытый газ из скважины 10 для добычи газа из угольных пластов (CSG) для улучшения оптимизации газового потока. Такое реконфигурирование показано на Фиг. 8, где газовый компрессор 32 соединен с устьем скважины 12 с переворачиванием шланговых соединений с входным (всасывающим) и выходным (выпускным) клапанами газового компрессора 32. При этом может иметься как единственная стадия сжатия (а именно для скважин с высоким давлением) и две стадии (а именно для скважин с низким давлением), в зависимости от характеристик скважины и стадии срока службы скважины. Как и на Фиг. 7, барабанный сепаратор воды/сепаратор жидкости 42 установлен между устьем скважины 12 и газовым компрессором 32 для предотвращения введения любой добытой воды в газовый компрессор 32.

[0098] Варианты осуществления данного изобретения имеют минимальные требования к оборудованию и просты во введении в действие и эксплуатации. Отсутствуют требующиеся подземные подвижные части, и потребность в электроэнергии для функционирования системы может быть низкой. Твердотельные вещества из скважины для добычи газа из угольных пластов (CSG) обычно не будут представлять проблем и фактически могут даже быть полезными в отношении стабилизации пены. Применение метана в качестве газа для образования пены является также выгодным в том отношении, что рециркулированный добытый газ может быть применен в качестве сжатого метана, который применяют для образования пены. Кроме того, инжектирование дополнительного метана в скважину является маловероятным в отношении увеличения угрозы безопасности, как этом может иметь место, если воздух был инжектирован в скважину. Инжектированный метан также не будет оказывать влияния на последующее производственное оборудование для обработки или очистки извлеченного газа.

[0099] Газ из угольных пластов поддерживает будущее энергетики Австралии, как внутри страны в качестве более чистого промежуточного источника энергии, который будет заменять каменный уголь в ближайшие десятилетия, так и для экспорта в качестве сжиженного природного газа (LNG), становясь в Австралии вторым наибольшим источником дохода валютных средств. Типичный ресурс насоса для установки с электровинтовым насосом кавитационного типа, наиболее широко применяемой в современных скважинах для добычи газа из угольных пластов (CSG), составляет примерно 18 месяцев, и выход из строя требует, чтобы скважина была приостановлена, бригада технического обслуживания выполняет извлечение и замену насоса, с сопутствующими экономическими затратами, затратами на обеспечение безопасности и экологическими затратами. Кроме того, даже при функционировании со скважинными погружными насосами, режим потока в скважине может переносить воду вверх, а не вниз, что приводит к проблемам в отношении эффективности функционирования на устье скважины. Варианты осуществления данного изобретения, в которых не требуются механические подъемные насосы и связанные насосные колонны в нижней части скважины, обладают потенциалом для уменьшения капитальных затрат, включенных в установку скважины для добычи газа из угольных пластов (CSG). Данное изобретение может также быть применено совместно с механическими подъемными насосами современных действующих скважинах для добычи газа из угольных пластов (CSG), чтобы уменьшать требования к насосному оборудованию для механических подъемных насосов и уменьшать ухудшение насосов вследствие воздействия мелких частиц и увеличивать тем самым срок службы этих насосов. В дополнение к этому, скважина сама по себе может быть значительно упрощена посредством устранения необходимости в двойном трубопроводе, отсутствия забивной колонны или подповерхностных подвижных частей и увеличения поперечного сечения, доступного для продуктивного потока, при сбережении связанных капитальных затрат. Насосные колонны не обязательно требуются в новых насосах для газа из угольных пластов (CSG) в соответствии с данным изобретением, скважина меньшего диаметра может быть пробурена, что приводит к уменьшенным затратам на бурение и уменьшенным затратам на обсадную колонну.

[00100] В данном описании и формуле изобретения (если это имеет место) слово «содержащий» и его производные, включая «содержит» и «содержат», подразумевают включение в состав каждого из приведенных элементов, однако не исключают включение одного или нескольких дополнительных элементов.

[00101] Ссылка в данном описании на «один из вариантов осуществления» или «вариант осуществления» означает, что специфические особенности, структуры или характеристики, описанные в связи с данным вариантом осуществления, включены по меньшей мере в один из вариантов осуществления данного изобретения. Соответственно, фразы «в одном из вариантов осуществления» или «в варианте осуществления» в различных местах данного описания не обязательно относятся к одному и тому же варианту осуществления. Кроме того, специфические особенности, структуры или характеристики могут быть объединены любым подходящим образом в одну или несколько комбинаций.

[00102] В соответствии с законодательством, данное изобретение было описано языком, более или менее характерным для структурных признаков или методических особенностей. Следует понимать, что данное изобретение не ограничивается конкретными признаками, показанными или описанными, поскольку средства, описанные в данном документе, включают в себя предпочтительные формы достижения эффекта данного изобретения. Данное изобретение поэтому притязает в любой из его форм или модификаций на приоритет в пределах соответствующего объема приложенной формулы изобретения (если это имеет место), интерпретируемой соответствующим образом специалистами в данной области техники.

Изобретение относится к способу обезвоживания скважин для добычи газа из угольных пластов при их эксплуатации. Технический результат – повышение эффективности обезвоживания скважин для добычи газа. Способ предусматривает использование внешней обсадной колонны, в которую газ и вода протекают вблизи нижней области скважины для добычи газа из угольных пластов. Осуществляют подачу сжатого метана в нижнюю область скважины для добычи газа из угольных пластов. При этом с помощью данного сжатого метана обеспечивают подъем воды из нижней области скважины для добычи газа из угольных пластов - принуждают ее поступление вверх к поверхности. При этом доставка сжатого метана к нижним областям скважины для добычи газа из угольных пластов обеспечивает эффект газлифта на основе пены. При этом давление на забое скважины регулируют посредством регулирования плотности пены. Плотность пены регулируют посредством регулирования отношения жидкости к газу в скважине посредством регулирования количества сжатого метана, который подают к нижней области скважины, или посредством применения добавок. 20 з.п. ф-лы, 8 ил.

1. Способ удаления воды из скважины для добычи газа из угольных пластов, включающей внешнюю обсадную колонну, в которую газ и вода протекают вблизи нижней области скважины для добычи газа из угольных пластов, включающий подачу сжатого метана в нижнюю область скважины для добычи газа из угольных пластов, при этом данный сжатый метан действует для подъема воды из нижней области скважины для добычи газа из угольных пластов и принуждает ее к протеканию вверх к поверхности, при этом доставка сжатого метана к нижним областям скважины для добычи газа из угольных пластов действует, чтобы предоставлять газлифт, выполняемый с помощью пены, и при этом давление на забое скважины регулируют посредством регулирования плотности пены.

2. Способ по п. 1, где плотность пены регулируют посредством регулирования отношения жидкости к газу в скважине посредством регулирования количества сжатого метана, который подают к нижней области скважины, или посредством применения добавок.

3. Способ по п. 2, где отношение жидкости (L) к газу (G), отношение L/G, после инжекции метана в скважину находится в интервале от 0,005 до 0,3.

4. Способ по п. 3, где отношение жидкости к газу, отношение L/G, после инжекции метана в скважину находится в интервале от 0,025 до 0,25.

5. Способ по любому из предшествующих пунктов, дополнительно включающий измерение давления на забое скважины в нижней области скважины и регулирование давления на забое скважины до величины в пределах желательного интервала.

6. Способ по п. 5, в котором давление на забое скважины регулируют посредством регулирования отношения жидкости к газу в скважине.

7. Способ по любому из предшествующих пунктов, где одну или несколько добавок добавляют для того, чтобы способствовать образованию стабильной пены.

8. Способ по п. 7, где одна или несколько добавок содержат соль или раствор соли, или концентрированный рассол, полученный от обработки воды, извлеченной из скважины для добычи газа из угольных пластов, или концентрированный рассол, полученный от обработки обратным осмосом воды, извлеченной из скважины для добычи газа из угольных пластов, или одно или несколько поверхностно-активных веществ.

9. Способ по любому из предшествующих пунктов, где твердотельные мелкие частицы или твердотельные макрочастицы поднимают из нижней области скважины, и твердотельные мелкие частицы или твердотельные макрочастицы действуют в качестве стабилизирующего компонента пены и также способствуют поддержанию стабильной пены в колонне скважины для добычи газа из угольных пластов.

10. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором, поскольку метан расширяется, когда он поднимается вверх по колонне или по стволу скважины, образуется пена, и пенистый поток вызывает уменьшение плотности комбинированной текучей среды, когда газожидкостная смесь приближается к поверхности.

11. Способ по п. 9, где твердотельные мелкие частицы и твердотельные макрочастицы поднимают к поверхности и отделяют от газовых и жидких фракций на поверхности при применении технологии отделения твердотельных частиц.

12. Способ по любому из предшествующих пунктов, где воду отделяют от метана на поверхности, и метан, который отделен от воды, содержит метан, который был подан в скважину для добычи газа из угольных пластов, и метан, полученный в скважине для добычи газа из угольных пластов.

13. Способ по любому из предшествующих пунктов, где по меньшей мере часть метана, который отделяют от воды, возвращают к нижней области скважины для добычи газа из угольных пластов в качестве сжатого метана.

14. Способ по любому одному из предшествующих пунктов, в котором скважина для добычи газа из угольных пластов включает внутреннюю насосно-компрессорную колонну, и воду удаляют посредством газлифта, выполняемого с помощью пены, через кольцевой канал между внешней обсадной колонной и внутренней насосно-компрессорной колонной.

15. Способ по п. 14, где внутреннюю насосно-компрессорную колонну применяют в соединении с механическим подъемным скважинным насосом.

16. Способ по любому из пп. 1-13, где скважина для добычи газа из угольных пластов содержит внешнюю обсадную колонну без внутренней насосно-компрессорной колонны.

17. Способ по любому одному из предшествующих пунктов, где сжатый метан предоставляют посредством пропускания метана через компрессор и увеличения давления метана в компрессоре, и последующей подачи сжатого метана к нижней области скважины для добычи газа из угольных пластов.

18. Способ по любому одному из предшествующих пунктов, где сжатый метан доставляют в область, которая расположена ниже уровня воды, накопленной в нижней области скважины для добычи газа из угольных пластов.

19. Способ по любому одному из предшествующих пунктов, где способ дополнительно включает стадию отделения воды от газа на поверхности, и при этом, когда газ был отделен от жидкости, он поступает в резервуар для хранения газа, к процессу для обработки газа или к трубопроводу для доставки газа, и по меньшей мере часть газа, который отделен от жидкости, подают в компрессор таким образом, что он может быть сжат и доставлен к нижней области скважины.

20. Способ по п. 19, где несколько скважин для добычи газа из угольных пластов предоставляют газожидкостную смесь или смесь газа-жидкости-твердотельных веществ к сепарационному оборудованию, в котором твердотельные вещества и жидкости отделяют от газа, и некоторую часть газа подают в компрессор, и компрессор доставляет сжатый метан к по меньшей мере некоторым или всем из нескольких скважин для добычи газа из угольных пластов, где регулирование расхода метана, который доставляют к каждой скважине для добычи газа из угольных пластов, достигают посредством предоставления регулирующего клапана в каждом трубопроводе, который соединяет каждую скважину для добычи газа из угольных пластов с компрессором.

21. Способ по п. 20, где сепарационное оборудование предоставляют на поверхности, и данное сепарационное оборудование принимает газожидкостную смесь или смесь газа-жидкости-твердотельных веществ из нескольких скважин для добычи газа из угольных пластов.