Способ эксплуатации скважин Российский патент 2023 года по МПК E21B43/12 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено при эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин.

Для эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин в них спускают лифтовые колонны (ЛК), состоящие из насосно-компрессорных труб (НКТ), предназначенные для транспорта флюида от забоя к устью скважины в любых осложненных условиях (при наличии коррозионно-активных компонентов, воды, газового конденсата, нефти, механических примесей и т.д.). В процессе эксплуатации скважин по НКТ, спущенной в скважину, по мере снижения пластового давления и увеличения объема поступающей жидкости, перестают обеспечиваться условия выноса жидкости на устье скважины (снижается скорость газа), в результате жидкость скапливается на забое, это приводит к снижению рабочего дебита и в ряде случаев к самозадавливанию скважины.

Чтобы предотвратить самозадавливание скважину глушат специальными жидкостями, извлекают существующую ЛК и спускают новые НКТ меньшего диаметра.

Обычно после глушения продуктивные характеристики скважины ухудшаются, снижаются фильтрационно-емкостные свойства. На истощаемых месторождениях с низкими пластовыми давлениями в результате глушения, в ряде случаев скважины вообще не удается освоить. В связи с этим появляется необходимость производить работы без глушения скважин.

Из уровня техники известен способ эксплуатации скважины путем замены НКТ на трубы меньшего диаметра (Бузинов С.Н. Обоснование оптимального диаметра лифтовых колонн // Проблемы добычи газа. - М.: ВНИИГАЗ, 1979. - с. 117-125). Описывается, что из-за того, что в результате уточнения технологических режимов дебиты отдельных единичных скважин ограничены до 200 тыс.м³/сут. и менее, что может вызвать осложнения при эксплуатации скважин с большим диаметром лифтовых колонн. Это обуславливает необходимость замены лифтовых труб в этих скважинах на меньший диаметр.

Из уровня техники известен также способ эксплуатации скважины путем замены НКТ на трубы меньшего диаметра (Джеймс Ли, Генри В. Никенс, Майкл Уэллс. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин / перевод с английского. - М.: ООО "Премиум Инжиниринг", 2008. - 384 с., ил. (глава 5)).

Площадь поперечного сечения канала, через который ведется добыча газа (это могут быть НКТ, затрубное пространство, или и то и другое одновременно), определяет пропускная способность колонны малого диаметра, или сифонной колонны, устанавливаемой для увеличения скорости потока, или просто определяет, насколько эффективно и долго колонна труб, по которой производится добыча газа, будет обеспечивать работу скважины.

Выбор НКТ для конкретной скважины состоит в том, чтобы, с одной стороны, иметь трубы с диаметром НКТ достаточно большим, тем самым исключая чрезмерное трение, а с другой стороны - достаточно малым, тем самым увеличивая скорость потока и, следовательно, исключая возможность скопления жидкости. Цель выбора - выбрать такую конструкцию лифтовой колонны, которая удовлетворяла бы этим требованиям по всей ее длине. Желательно также, чтобы эти требования удовлетворялись в течение длительного периода времени (несколько лет), прежде чем возникнет необходимость в замене конструкции скважины на новую.

Выбор диаметра НКТ для замены труб производится методом узлового анализа (совмещение характеристики пласта и лифтовой колонны) и понятии критической скорости (минимальная скорость, при которой происходит вынос жидкости). При выборе диаметра НКТ для уменьшения скопления жидкости следует учитывать продуктивные характеристики пласта, лифта и критической скорости. Для предупреждения скопления жидкости при работе скважины и обоснования спуска труб меньшего диаметра необходимо учитывать характер изменения дебита скважины и давления в пласте и на устье во времени.

Спуск в скважину труб меньшего диаметра позволяет увеличить скорость потока до заданного значения и обеспечить вынос жидкости из скважины в течение длительного времени. Вообще говоря, более высокая скорость уменьшает задержку жидкости (доля объема НКТ, занимаемая жидкостью, %) и снижает динамическое забойное давление, которое связано с воздействием силы тяжести на поток в НКТ. Излишнее уменьшение диаметра приводит к избыточным потерям давления на трение и способствует повышению динамического забойного давления.

К недостаткам замены НКТ на трубы меньшего диаметра можно отнести:

1. Принимая решение о спуске лифтовой колонны меньшего диаметра, следует иметь в виду, что в дальнейшем может потребоваться следующая замена. Необходимо оценивать длительность использования колонны НКТ малого диаметра, используя для этого метод узлового анализа или сравнение с имеющимся опытом эксплуатации аналогичных конструкций.

2. Если в колонне НКТ малого диаметра происходит накопление жидкости, то невозможно производить свабирование и применять для подъема жидкости азотный лифт. Один и тот же объем жидкости может быть пренебрежимо малым для НКТ большого диаметра и значительным для НКТ малого диаметра (с точки зрения давления, создаваемого столбом жидкости в колонне).

3. Ограничивается добычной потенциал скважины (скважина может работать с большим дебитом, однако это приведет к большим потерям по стволу и быстрому истощению пластовой энергии).

Недостатком данных аналогов является то, что эксплуатация скважины осуществляется по лифтовой колонне, где при смене НКТ на трубы меньшего диаметра улучшаются условия для выноса жидкости, однако для смены НКТ необходимо производить глушение скважин, что для скважин с низкими пластовыми давлениями существенно снижает фильтрационно-емкостные свойства пласта. По мере снижения пластового давления и увеличения объема поступающей жидкости операцию по замене НКТ на трубы меньшего диаметра необходимо производить снова.

Типовая схема скважины при замене НКТ на трубы меньшего диаметра представлена на фиг. 1).

Из уровня техники известен также способ эксплуатации газовой скважины (Патент на изобретение №2513942), в котором газовую скважину снабжают основной лифтовой колонной и концентрично размещенной в ней центральной лифтовой колонной с образованием кольцевого пространства между ними. Торец центральной лифтовой колонны размещают ниже торца основной лифтовой колонны, а отбор газа осуществляют одновременно по центральной лифтовой колонне и кольцевому пространству. При этом на устье скважины имеется управляющий комплекс, с помощью которого анализируют полученные данные и подают команду на автоматический регулирующий клапан расхода газа, оптимизируя суммарный дебит скважины.

Недостатком данного аналога является то, что для стабильной работы скважины необходимо устанавливать управляющий комплекс, который позволяет регулировать потоки газа по центральной лифтовой колонне и кольцевому пространству, а также поддерживать в требуемом диапазоне значение дебита газа по центральной лифтовой колонне для обеспечения условий выноса жидкости.

Заявленный способ эксплуатации скважин заключается в том, что на фонтанной арматуре над крестовиной дополнительно устанавливают трубодержатель и задвижку и в скважину, в существующую насосно-компрессорную трубу (НКТ), спускают гибкую длинномерную лифтовую колонну (ГДЛК), спуск которой производится без глушения скважины, и дальнейшая эксплуатация скважины происходит по кольцевому каналу, образованному между НКТ и ГДЛК. Таким образом, создаются условия для выноса жидкости из скважины по межтрубному кольцевому пространству (МКП). По мере снижения пластового давления или изменении других условий, которые привели к нарушению условий выноса жидкости по МКП при спущенной ГДЛК, извлекается данная гибкая длинномерная лифтовая колонна, и спускается новая ГДЛК с наружным диаметром, превышающим диаметр первой ГДЛК (с целью уменьшения сечения в МКП и создания условий для выноса жидкости по МКП). При этом данная операция по замене ГДЛК на больший диаметр производится не менее одного раза. Также используют комбинированные способы эксплуатации скважины (с добавлением поверхностно-активных веществ (ПАВ), использование плунжерного лифта и т.п.).

Типовая схема скважины при реализации заявленного способа представлена на фиг. 2. На рисунке 1 - лифтовая колонна (НКТ); 2 - задвижка; 3 - устройство регулирования дебита скважины; 4 - крестовина; 5 - ГДЛК (ЦЛК); 6 - трубодержатель.

Предел эффективности использования способа эксплуатации скважины по кольцевому каналу, путем перекрытия сечения НКТ за счет спуска ГДЛК можно выразить следующим образом: такой способ эксплуатации эффективен до тех пор, пока рабочая площадь сечения кольцевого канала больше рабочей площади сечения ГДЛК.

По мере снижения пластового давления и увеличения объема поступающей жидкости целесообразно сочетать различные способы эксплуатации скважины (например, перевести скважину на эксплуатацию по КЖ по «классической схеме» - работа одновременно по МКП и ЦЛК или использовать комбинированные способы с добавлением ПАВ, использование плунжерного лифта и т.п.).

Пример способа эксплуатации проиллюстрируем графически (фиг. 2). Для примера возьмем скважину, у которой внутренний диаметр эксплуатационной колонны (ЭК) равен 192 мм (наружный диаметр 219 мм). В нее спущена НКТ с внутренним диметром 153 мм (наружный 168 мм). Давление у башмака НКТ составляет 10 атм, температура 28°С. Минимально-необходимая скорость газа для условий обеспечения непрерывного выноса жидкости (линия 7) составляет около 6,8 м/с (определена по методике Точигин А.А., Одишария Г.Э. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей, стр. 201, 1998; Гриценко А.И., З.С. Алиев и др. Руководство по исследованию скважин, стр. 139, 1995; Turner R.G., Hubbard M.G., and Dukler A.E. Analysis and Prediction of Minimum Flow Rate for the Continuous Removal of Liquids from Gas Wells, journal of Petroleum Technology, Nov. 1969, pp.1475-1482). Таким образом, при площади порядка 280 см² скорость в ЭК составит 4,1 м/с.Скорость в НКТ составит порядка 6,5 м/с (точка 5) при площади проходного сечения порядка 180 см², что ниже минимально-необходимой скорости (6,8 м/с).

Точка 1 на фиг. 3 - работа скважины только по МКП (Qцлк=0), ЦЛК 62×89 мм; точка 2 - работа скважины только по МКП (Qцлк=0), ЦЛК 50×73 мм; точка 3 - работа скважины одновременно по МКП и ЦЛК (62×89) мм; точка 4 - работа скважины одновременно по МКП и ЦЛК (50×73) мм; точка 5 - работа скважины только по НКТ 153×168 мм (без спущенных в нее труб); точка 6 - работа скважины в зоне эксплуатационной колонны (192×219 мм), находящейся ниже башмака НКТ; точка 7 - граница выноса жидкости (ниже нее вынос жидкости не происходит).

Если произвести спуск в скважину ГДЛК наружным диаметром 73 мм (внутренний 50 мм) и эксплуатировать одновременно по ГДЛК и кольцевому каналу, образованному между НКТ и ГДЛК, то общая площадь составит порядка 160 см², что эквивалентно скорости, примерно равной 7,2 м/с (точка 4).

Если произвести спуск в скважину ГДЛК наружным диаметром 73 мм (внутренний 50 мм) и эксплуатировать только по кольцевому каналу, образованному между НКТ и ГДЛК, то общая площадь уменьшится до 130 см², при этом скорость увеличится до 8,7 м/с (точка 2). Если произвести спуск в скважину ГДЛК наружным диаметром 89 мм (внутренний 62 мм) и эксплуатировать одновременно по ГДЛК и кольцевому каналу, образованному между НКТ и ГДЛК, то общая площадь составит порядка 150 см², что эквивалентно скорости, примерно равной 7,8 м/с (точка 3).

Если произвести спуск в скважину ГДЛК наружным диаметром 89 мм (внутренний 62 мм) и эксплуатировать только по кольцевому каналу, образованному между НКТ и ГДЛК, то общая площадь уменьшится до 120 см², при этом скорость увеличится до 9,8 м/с (точка 1).

Из проиллюстрированного примера видно, что эксплуатация только по кольцевому каналу позволяет иметь больший запас по обеспечению условий выноса жидкости.

Поэтому более рационально сначала спустить ГДЛК наружным диаметром 73 мм (внутренний 50 мм) и эксплуатировать только по кольцевому каналу, при этом скорость газа, равная 8,7 м/с будет удовлетворять условию обеспечения минимально-необходимой скорости, равной 6,8 м/с, при которой обеспечивается непрерывный вынос жидкости. По мере снижения пластового давления необходимо извлечь ГДЛК наружным диаметром 73 мм (внутренний 50 мм) и спустить ГДЛК наружным диаметром 89 мм (внутренний 62 мм), что позволит увеличить скорость газа в кольцевом канале для обеспечения условий непрерывного выноса жидкости. В дальнейшем произвести замену ГДЛК 89 мм на 102 мм.

Для выбора оптимального диаметра ЦЛК производят расчет работы скважины после спуска предполагаемой ЦЛК при текущих термобарических условиях работы скважины, так и прогнозный расчет на 3-5 лет (расчет производят для всех труб из ряда 73, 89, 102, 114 мм). Строят графические зависимости (индикаторные кривые) работы скважины для всех труб. Выбор оптимального диаметра ЦЛК производится путем определения варианта с максимально близким режимом работы скважины к проектному (обеспечиваются минимальные потери давления, требуемый дебит, выполняются условия ограничения скважины и т.п.).

Технический результат предлагаемого изобретения выражается в обеспечении условий выноса жидкости, сокращении затрат на требуемое оборудование (не требуется управляющий комплекс для организации и контроля режимов работы по двум каналам - МКП и ЦЛК, а также потребуется частичная модернизация фонтанной арматуры (по сравнению с традиционным переводом на эксплуатацию скважины по КЛК), т.к. не требуется обвязка центрального канала (ЦЛК)), а также предотвращения процедур, связанных с глушением скважины.

Расчет режимов работы скважины по МКП и определение дебита газа, при котором нарушаются условия по выносу жидкости из скважины проводят, например, по методике, предложенной в СТО Газпром 2-2.3-1017-2015 «Эксплуатация газовых скважин месторождений Надым-Пур-Тазовского региона по концентрическим лифтовым колоннам».

Обозначения:

V_min - минимальная допустимая скорость газа, необходимая для выноса жидкости, м/с (Точигин А.А., Одишария Г.Э. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей. - М.: Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий. Ивановский государственный энергетический университет, 1998. - 400 с.);

d_вн - внутренний диаметр ЛК, м;

d_экв - эквивалентный диаметр, м;

Р_пл - пластовое давление, МПа;

Р_у - устьевое давление, МПа;

Р_з - забойное давление, МПа;

Р_пр - приведенное давление,

Р_кр - критическое давление газа, МПа;

Р_ср - давление (среднее по лифтовой колонне), МПа,

Р_ст - давление в стандартных условиях, 10⁵ Па;

Т_пл - пластовая температура, К;

Т_ст - температура в стандартных условиях, 273,15 К;

Т_з - забойная температура, К;

Т_ср - температура газа (средняя по колонне);

Т_у - температура на устье скважины, К;

Т_пр - приведенная температура,

Т_кр - критическая температура газа, К;

3,3 - эмпирический коэффициент;

g - ускорение свободного падения, 9,8 м/с²;

е - экспонента (число Эйлера) ≈ 2,718;

σ - коэффициент поверхностного натяжения жидкости, Н/м;

ρ₁ - плотность жидкости, кг/м³;

α - угол наклона ЛК к горизонту, град;

ρ₂ - плотность газа на забое, кг/м³.

ρ_ст - плотность газа в стандартных условиях, кг/м³;

s - безразмерный параметр;

θ - коэффициент сопротивления ствола скважины;

ρ_отн - относительная плотность газа по воздуху;

L_лк - длина ЛК, м;

Z_cp - коэффициент сверхсжимаемости газа (средний по колонне);

λ_лк - коэффициент гидравлического сопротивления колонны;

λ_МПК - коэффициент гидравлического сопротивления МКП;

а - линейный коэффициент фильтрационного сопротивления пласта, МПа² сут/тыс.м³;

b - квадратичный коэффициент фильтрационного сопротивления пласта, (МПа⋅сут/тыс.м³)²;

Q_МПК - дебит газа по МКП, тыс.м³/сут.

Исходные данные для расчета приведены в таблице 1.

1. Расчет минимально допустимого дебита для текущей насосно-компрессорной трубы.

1.1. Определяют приведенную температуру Т_пр для забойных (пластовых) условий по формуле

1.2. Определяют приведенное давление Р_пр для забойных (пластовых) условий по формуле

1.3. Определяют коэффициент сверхсжимаемости для забойных (пластовых) условий по формуле

1.4. Рассчитывают плотность газа в рабочих условиях на забое по формуле

1.5. Определяют минимально допустимую скорость газа для выноса жидкости по формуле:

1.6. Определяют значение минимально допустимого дебита газа, Q_min для непрерывного выноса жидкости по текущей НКТ по формуле:

1.7. Значение минимально допустимого дебита газа Q_min, умножаем на коэффициент 1,1

2. Определение забойного давления в скважине для текущей насосно-компрессорной трубы

Определяют забойное давление в скважине (решается методом последовательных приближений) для текущей НКТ (показан последний шаг решения)

2.1. Рассчитывают среднее значение температуры по стволу скважины по формуле

2.2. Рассчитывают приведенное значение температуры по формуле

2.3. Рассчитывают среднее значение давления по стволу скважины по формуле

2.4. Рассчитывают приведенное значение давления по формуле

2.5. Рассчитывают среднее по стволу значение коэффициента сверхсжимаемости газа по формуле

2.6. Рассчитывают параметр S по формуле

2.7. Рассчитывают коэффициент сопротивления ствола скважины θ по формуле:

2.8. Рассчитывают забойное давление для текущей НКТ по формуле

2.9. Определяют дебит скважины по формуле

Учитывая, чтоскважина не может обеспечить вынос

жидкости с забоя, необходимо произвести спуск ГДЛК и эксплуатировать скважину по МКП для обеспечения выноса жидкости.

3. Определение значения минимально допустимого дебита газа по МКП

В качестве примера расчет будет произведен для ГДЛК наружным диаметром 73 мм и внутренним 50 мм.

3.1. Определяют значение эквивалентного диаметра по формуле

3.2. Определяют минимально допустимый дебит газа по МКП по формуле

4. Расчет значения давления на забое скважины при движении газа только по МКП

4.1. Рассчитывают среднее значение температуры по МКП по формуле

4.2. Рассчитывают приведенное значение температуры по формуле

4.3. Рассчитывают среднее значение давления по МКП по формуле

4.4 Рассчитывают приведенное значение давления по формуле

4.5. Рассчитывают среднее по МКП значение коэффициента ерхсжимаемости газа по формуле

4.6. Рассчитывают параметр S по формуле

4.7. Рассчитывают коэффициент сопротивления МКП по формуле

4.8. Рассчитывают забойное давление для МКП по формуле

4.9. Рассчитывают новое значение дебита скважины по формуле

4.10. Так как значение дебита скважины Q_скв больше значения минимально допустимого дебита газа по МКП, то эксплуатация скважины производится только по МКП до тех пор, пока обеспечивается данное условие. После этого производится замена ГДЛК на трубу большего диаметра и осуществляют расчеты новых режимов работы скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено при эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин. Способ эксплуатации скважин, в том числе обводненных, заключается в том, что на фонтанной арматуре над крестовиной дополнительно устанавливают трубодержатель и задвижку. В скважину в существующую насосно-компрессорную трубу (НКТ) спускают гибкую длинномерную лифтовую колонну (ГДЛК), спуск которой производится без глушения скважины. Дальнейшая эксплуатация скважины происходит по кольцевому каналу, образованному между НКТ и ГДЛК, до момента прекращения условий по обеспечению выноса жидкости по межтрубному кольцевому пространству (МКП). После чего производят извлечение без глушения гибкой длинномерной лифтовой колонны. Спускают новую ГДЛК с наружным диаметром, превышающим диаметр первой ГДЛК. Техническим результатом является обеспечение условий выноса жидкости, предотвращение процедур, связанных с глушением скважины. 1 табл., 3 ил.

Способ эксплуатации скважин, в том числе обводненных, заключающийся в том, что на фонтанной арматуре над крестовиной дополнительно устанавливают трубодержатель и задвижку и в скважину в существующую насосно-компрессорную трубу (НКТ) спускают гибкую длинномерную лифтовую колонну (ГДЛК), спуск которой производится без глушения скважины, дальнейшая эксплуатация скважины происходит по кольцевому каналу, образованному между НКТ и ГДЛК, до момента прекращения условий по обеспечению выноса жидкости по межтрубному кольцевому пространству (МКП), после чего производят извлечение без глушения гибкой длинномерной лифтовой колонны и спускают новую ГДЛК с наружным диаметром, превышающим диаметр первой ГДЛК.