Способ эксплуатации обводненных газовых и газоконденсатных скважин Российский патент 2024 года по МПК E21B43/12 

Изобретение относится к области газодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче газа из обводнённых газовых и газоконденсатных скважин.

Известен способ добычи газа из обводненной скважины, включающий откачку пластовой воды из скважины посредством глубинного насоса, подъем пластовой воды до устья скважины с последующей дегазацией воды (а. с. СССР № 1553655, МПК Е21В 43/00, опубл. 30.03.1990). Известный способ имеет низкую эффективность, поскольку откачка пластовой воды и её дегазация производятся в периодическом режиме.

Известен также способ добычи газа из водоносного пласта, включающий отбор газа, подъем пластовой воды до устья с помощью глубинного насоса, и дегазацию воды в верхней части ствола скважины (Патент РФ № 2134773, МПК Е21В 43/00, опубл. 20.08.1999). Известный способ характеризуется большими энергетическими затратами, так как для подъема воды до устья скважины требуется высокий напор насоса.

Наиболее близким к заявляемому изобретению является способ эксплуатации обводненных газовых и газоконденсатных скважин, включающий спуск в скважину погружной насосной установки с газосепаратором и насосом на колонне насосно-компрессорных труб под статический уровень жидкости, запуск погружной насосной установки в работу, откачку жидкости погружной насосной установкой на поверхность, уменьшение забойного давления, повышение давления откачиваемой жидкости на выходе погружной насосной установки, сепарацию газа газосепаратором в затрубное пространство, а также поступление газа на поверхность (Дроздов А.Н. Эксплуатация низконапорных газовых и газоконденсатных скважин механизированным способом // Газовая промышленность. 2010. Специальный выпуск журнала «РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина - 80 лет». С. 63 - 67).

Известный способ характеризуется низкой эффективностью, связанной с высокими эксплуатационными затратами на удаление жидкости из скважин, поскольку для откачки жидкости требуется большая подача погружной насосной установки.

Технической проблемой, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является повышение эффективности эксплуатации обводненных газовых и газоконденсатных скважин.

Указанная проблема решается тем, что в способе, включающем спуск в скважину погружной насосной установки с газосепаратором и насосом на колонне насосно-компрессорных труб под статический уровень жидкости, запуск погружной насосной установки в работу, откачку жидкости погружной насосной установкой на поверхность, уменьшение забойного давления, повышение давления откачиваемой жидкости на выходе погружной насосной установки, сепарацию газа газосепаратором в затрубное пространство, а также поступление газа на поверхность, согласно изобретению, в скважину спускают погружную насосную установку, в которой подача насоса по жидкости и подача газосепаратора по жидкости меньше, чем дебит скважины по жидкости, и выводят скважину на режим с фонтанированием газожидкостной смеси по затрубному пространству на поверхность.

В варианте реализации способа в скважину спускают погружную насосную установку, в которой подача насоса по жидкости и подача газосепаратора по жидкости составляют не более 80% от дебита скважины по жидкости.

Достигаемый технический результат заключается в увеличении добычи газа и продлении сроков рентабельной разработки месторождений за счет повышения эффективности эксплуатации скважин при меньших значениях подачи по жидкости погружных насосных установок.

Сущность изобретения поясняется чертежом, где представлена схема системы для эксплуатации обводненных газовых и газоконденсатных скважин.

Система содержит спущенную в скважину 1, пробуренную на пласт 2, погружную насосную установку 3 с центробежным газосепаратором 4 и насосом 5 на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) 6. В состав погружной насосной установки 3 входят также двигатель 7 с гидрозащитой и кабель 8 для подачи электроэнергии. Между внутренней поверхностью эксплуатационной колонны скважины 1 и наружной поверхностью колонны НКТ 6 имеется затрубное пространство 9.

Способ эксплуатации обводненных газовых и газоконденсатных скважин осуществляют следующим образом.

Спускают в скважину 1, пробуренную на пласт 2, погружную насосную установку 3 с газосепаратором 4 и насосом 5 на колонне насосно-компрессорных труб 6 под статический уровень жидкости. Запускают погружную насосную установку 3 в работу, подавая электроэнергию по кабелю 8 к двигателю 7. Откачивают жидкость погружной насосной установкой 3 на поверхность по колонне НКТ 6, уменьшая забойное давление. Это вызывает приток газа в скважину 1 из пласта 2, и от забоя скважины 1 вверх до входа в газосепаратор 4 поднимается газожидкостная смесь. Сепарируют газ газосепаратором 4 и направляют газ в затрубное пространство 9. В насос 5 поступает жидкость без отсепарированного газа. Повышают давление откачиваемой жидкости на выходе погружной насосной установки 3 и направляют жидкость по колонне НКТ 6 на поверхность.

Поскольку в скважину спускают погружную насосную установку 3, в которой подача насоса 5 по жидкости и подача газосепаратора 4 по жидкости меньше, чем дебит скважины по жидкости, это позволяет вывести скважину 1 на режим с фонтанированием газожидкостной смеси по затрубному пространству 9 на поверхность. При этом газ поступает на поверхность вместе с жидкостью. Расход жидкости, фонтанирующей по затрубному пространству 9 за счет работы газа, сбрасываемого в затрубное пространство 9 газосепаратором 5, равен разности дебита скважины по жидкости и подачи насоса 5 по жидкости.

Продукция скважины 1 на поверхности после подъёма поступает через устьевую арматуру в шлейф и далее – на установку комплексной подготовки газа.

В варианте реализации способа в скважину спускают погружную насосную установку 3, в которой подача насоса 5 по жидкости и подача газосепаратора 4 по жидкости составляют не более 80% от дебита скважины 1 по жидкости. Это позволяет обеспечить устойчивый фонтанный подъём на поверхность жидкости с расходом не менее 20% от дебита скважины 1 по жидкости. При меньших расходах фонтанирующей жидкости режимы фонтанирования могут быть нестабильными.

Наибольший эффект от применения способа достигается на месторождениях, состав сильноминерализованных пластовых вод которых способствует подавлению коалесценции газовых пузырьков и реализации наилучших для фонтанирования пузырьковых структур потока (например, на месторождениях Европейской части России и Восточной Сибири).

При реализации способа требуются существенно меньшие значения подач насоса 5 и газосепаратора 4 по жидкости по сравнению с дебитом скважины по жидкости, что приводит к снижению энергетических затрат и повышению эффективности эксплуатации обводненных газовых и газоконденсатных скважин.

Таким образом, обеспечивается увеличение добычи газа из обводненных скважин и продление сроков рентабельной разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

Способ эксплуатации обводненных газовых и газоконденсатных скважин включает спуск в скважину погружной насосной установки с газосепаратором и насосом на колонне насосно-компрессорных труб под статический уровень жидкости, запуск погружной насосной установки в работу и откачку жидкости погружной насосной установкой на поверхность. Далее уменьшают забойное давление и повышают давление откачиваемой жидкости на выходе погружной насосной установки, осуществляют сепарацию газа газосепаратором в затрубное пространство, а также поступление газа на поверхность. При этом в скважину спускают погружную насосную установку, в которой подача насоса по жидкости и подача газосепаратора по жидкости меньше, чем дебит скважины по жидкости. Выводят скважину на режим с фонтанированием газожидкостной смеси по затрубному пространству на поверхность. Обеспечивается увеличение добычи газа и продление сроков рентабельной разработки месторождений. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ эксплуатации обводненных газовых и газоконденсатных скважин, включающий спуск в скважину погружной насосной установки с газосепаратором и насосом на колонне насосно-компрессорных труб под статический уровень жидкости, запуск погружной насосной установки в работу, откачку жидкости погружной насосной установкой на поверхность, уменьшение забойного давления, повышение давления откачиваемой жидкости на выходе погружной насосной установки, сепарацию газа газосепаратором в затрубное пространство, а также поступление газа на поверхность, отличающийся тем, что в скважину спускают погружную насосную установку, в которой подача насоса по жидкости и подача газосепаратора по жидкости меньше, чем дебит скважины по жидкости, и выводят скважину на режим с фонтанированием газожидкостной смеси по затрубному пространству на поверхность.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в скважину спускают погружную насосную установку, в которой подача насоса по жидкости и подача газосепаратора по жидкости составляют не более 80% от дебита скважины по жидкости.