СПОСОБ ОСУШЕНИЯ ОБВОДНЁННЫХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 2024 года по МПК E21B43/00 

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к газовой промышленности, а именно к способам и устройствам для осушения обводнённых газовых скважин различной конструкции после заполнения их жидкостью в процессе добычи газа.

Уровень техники

Одной из проблем снижения продуктивности газовых скважин в процессе добычи является постепенное заполнение полости скважины и полости эксплуатационного лифта насосно-компрессорных труб (НКТ) жидкостью на основе воды, попутно выходящей из газоносных пластов вместе с газом в виде паров, конденсирующейся и поступающей на забой. Рост уровня жидкости в скважине приводит к росту гидростатического давления столба жидкости, воздействующего на пласт и препятствующего свободному выходу газа. Таким образом в процессе добычи происходит постепенное глушение скважины и снижение её продуктивности, в конечном итоге это приводит к полной остановке скважины.

В связи с растущей потребностью в повышении эффективности добычи газа, а также в восстановлении работоспособности скважин, остановленных по причине обводнения, особое значение имеет оптимизация технологических мероприятий при подготовке к добыче и интенсификации притока газа из продуктивного пласта, а также модернизация скважинного оборудования.

Технологические мероприятия по осушению газовых скважин включают в себя в первую очередь, удаление с забоя скважины жидкости, препятствующей выходу газа. В этой связи критически важно полное удаление жидкости с забоя скважины на дневную поверхность с возможностью её последующей утилизации.

Известен «Способ эксплуатации обводняющихся газовых скважин с аномально низким пластовым давлением» (патент SU 1838591 А3, опубл. 30.08.1993), включающий в себя удаление жидкости с забоя скважины путем периодической подачи высоконапорного газа в затрубное пространство, отличающийся тем, что с целью повышения эффективности способа за счет снижения расхода высоконапорного газа и сокращения противодавления на пласт, перед подачей высоконапорного газа производят замеры дебита газа и определение уровня жидкости в скважине.

Недостатками известного способа является то, что при остановке скважины в результате обводнения пластовое давление газа уравновешено гидростатическим давлением столба жидкости в скважине, поэтому выход газа из пласта не происходит. При закачке в скважину газа под давлением, для обеспечения аэрации жидкости на забое и её извлечения из скважины, давление вновь закачиваемого газа воздействует на жидкость на забое скважины, проталкивая её обратно в пласт. Это происходит потому, что на столб скважинной жидкости, находящийся в равновесии с пластовым давлением, начинает действовать дополнительное давление закачиваемого газа, выводящее систему из равновесия. Вместо извлечения аэрированной жидкости из скважины, реализуется насыщение продуктивного пласта водой и негативный эффект от обводнения скважины усугубится, кроме прочего, не приведя к желаемому результату.

Известен «Способ эксплуатации обводнённых газовых скважин» (патент РФ 2484239, опубл.10.06.2013), включающий в себя перфорацию эксплуатационной колонны ниже уровня текущего газоводяного контакта; спуск в скважину дополнительной колонны насосно-компрессорных труб малого диаметра с компоновкой забойного оборудования, спускаемого ниже эксплуатируемого интервала, состоящей из пакера, служащего для разобщения внутреннего пространства эксплуатационной колонны, заполненного газом и заполненного водой, рабочей камеры, предназначенной для накопления конденсирующейся на забое жидкости; осуществление подачи газа высокого давления в колонну насосно-компрессорных труб малого диаметра от установленного на дневной поверхности компрессора или скважины-донора с устьевым давлением выше гидростатического давления на абсолютной гипсометрической отметке, соответствующей расположению технологических отверстий скважины-приемника, более чем на 10 атм; продавку газом избыточного давления конденсирующейся на забое и накапливающейся в рабочей камере жидкости в водонасыщенный интервал, расположенный ниже эксплуатационного продуктивного интервала; а также установку на дневной поверхности сепаратора для осушки газа, манометров для контроля устьевого давления основной и малой колонн насосно-компрессорных труб, запорно-регулирующих устройств для регулирования расхода газа по основной и малой колоннам насосно-компрессорных труб, блока управления, осуществляющего контроль и управление процессом согласно заданному алгоритму.

Недостатками известного способа является то, что способ, кроме основных операций по удалению жидкости из скважины, включает в себя дополнительные операции по перфорации эксплуатационной колонны ниже эксплуатируемого интервала с целью вскрытия водонасыщенного интервала для продавки в него накопившейся в скважине жидкости. Из этого следует, что способ накладывает геологическое ограничение применимости и требует, чтобы ниже продуктивного пласта располагался водонасыщенный пласт для закачки в него скважинной жидкости. При этом не учитывается, что после извлечения устройства на поверхность из этого водонасыщенного пласта возможно произвольное истечение жидкости обратно в скважину в количестве большем, чем в скважине присутствовало до перфорации.

Общим недостатком известных решений является тот факт, что жидкость, препятствующая добыче газа, не извлекается полностью из скважины, а под давлением закачивается в геологические пласты, откуда в будущем может истечь обратно в скважину.

Известно устройство для удаления жидкости с забоя скважины (патент РФ 2484239, опубл.10.06.2013), содержащее эксплуатационную колонну, перфорированную ниже уровня текущего газоводяного контакта; спущенные в скважину основную колонну насосно-компрессорных труб и дополнительную колонну насосно-компрессорных труб малого диаметра с забойным оборудованием, спущенным ниже эксплуатируемого интервала, состоящего из пакера для разобщения внутреннего пространства эксплуатационной колонны заполненного газом и водой; рабочую камеру, предназначенную для накопления конденсирующейся на забое жидкости; скважинный фильтр для предотвращения попадания механических примесей в рабочую камеру; перепускной клапан для разобщения внутреннего пространства рабочей камеры и затрубного пространства; обратный клапан для разобщения внутреннего пространства рабочей камеры и подпакерного пространства; впускной клапан для разобщения внутреннего пространства рабочей камеры и внутреннего пространства насосно-компрессорных труб малого диаметра; источник подачи газа высокого давления в колонну насосно-компрессорных труб малого диаметра в виде или установленного на дневной поверхности компрессора, или скважины-донора для продавки газом избыточного давления жидкости, накопленной в рабочей камере, в водонасыщенный интервал, расположенный ниже эксплуатационного продуктивного интервала; установленные на дневной поверхности сепаратор для осушки газа, манометры для контроля устьевого давления основной и малой колонн насосно-компрессорных труб, запорно-регулирующие устройства для регулирования расхода газа по основной и малой колоннам насосно-компрессорных труб, блок управления для контроля и управления процессом согласно заданному алгоритму.

Недостатком известного решения является сложная конструкция, и не приспособленность конструкции к выводу скважинной жидкости на поверхность.

Сущность изобретения

Задачей изобретения является создание способа и компактного устройства, способного разместиться в ограниченном пространстве насосно-компрессорных труб (НКТ), повышающие эффективность осушения газовых скважин за одну спускоподъемную операцию.

Техническим результатом является полное осушение обводненной газовой скважины, которое способствует увеличению дебита газовой скважины по природному газу и возобновлению фонтанной добычи природного газа.

Указанный технический результат достигается тем, что устройство для осушения газовой скважины, спускаемое в скважину на гибкой насосно-компрессорной трубе (ГНКТ) внутри насосно-компрессорной трубы (НКТ), содержит эжекторный узел, уплотняющий узел и хвостовик, при этом эжекторный узел содержит корпус с установленным в нем обратным клапаном, выполненным с возможностью препятствовать проникновению рабочей жидкости и газа под уплотнительный узел и на забой скважины, каналом обратного клапана, соплом, сообщающимся с полостью ГНКТ посредством соединительного канала, соединенным через камеру смешения с диффузором, и выполненным с возможностью пропускать газ в малое затрубное пространство аэрируя жидкость и снижая ее гидростатическое давление, при этом канал обратного клапана выполнен сообщающимся с камерой смешения, в которой создается область пониженного давления, в которую устремляется скважинная жидкость для смешения с рабочей жидкостью; уплотняющий узел выполненный с возможностью фиксации устройства внутри НКТ, содержит эластичные уплотнители, установленные на оправке, смонтированной на стволе, жестко соединенном с корпусом эжекторного узла, конус, ниже которого на стволе установлен с возможностью осевого перемещения ползун с анкерными элементами и фрикционными плашками; хвостовик, выполненный с возможностью забора скважинной жидкости от забоя скважины. В устройстве уплотнители выполнены с возможностью создавать герметичный контакт с внутренней поверхностью НКТ. В устройстве анкерные элементы расположены в верхней части ползуна с возможностью входить в соприкосновение со внутренней поверхностью НКТ, фиксируя устройство в рабочем положении, а фрикционные плашки расположены на его наружной поверхности. В устройстве хвостовик выполнен так, что его окончание достигает забоя скважины. Способ осушения газовой скважины, включает в себя последовательные этапы, на которых: сначала спускают в скважину внутри насосно-компрессорной трубы (НКТ) на гибкой насосно-компрессорной трубе (ГНКТ) устройство, включающее в себя эжекторный узел, уплотняющий узел и хвостовик, затем фиксируют его так, что создается герметичный контакт уплотняющего узла с внутренней поверхностью НКТ, далее под давлением подают рабочую жидкость через ГНКТ в устройство, создавая эффект эжекции, так, что рабочая жидкость, проходя через устройство, создает область пониженного давления, в которую втягивается скважинная жидкость, затем выводят по малому затрубному пространству смесь скважинной жидкости и рабочей жидкости общим потоком на поверхность, далее подают под давлением через ГНКТ в устройство газ, поддерживая эжекцию, и выводя тем самым остатки рабочей жидкости в малое затрубное пространство, и аэрируя жидкость, оставшуюся в малом затрубном пространстве, снижая тем самым гидростатическое давление столба жидкости, создают депрессию в малом затрубном пространстве, тем самым природный газ устремляется из пласта через устройство на поверхность, вынося оставшуюся смесь рабочей жидкости и скважинной жидкости из скважины, тем самым полностью осушая ее. В способе вывод смеси рабочей жидкости и скважинной жидкости общим потоком на поверхность осуществляют за счет циркуляции жидкости, нагнетаемой из ёмкости, установленной на поверхности, в устройство через ГНКТ и возвращаемой обратно по малому затрубному пространству.

Краткое описание чертежей

На фиг. 1 представлен продольный разрез устройства в транспортном положении;

фиг. 2 - общий вид обводнённой газовой скважины со спущенной в неё эксплуатационной подвеской НКТ и пакером;

фиг. 3 - устройство, установленное внутри НКТ в скважине, во время осуществления первичного отбора жидкости с забоя с помощью эжекции;

фиг. 4 - устройство, установленное внутри НКТ в скважине, во время осуществления вторичного отбора остатков жидкости из малого затрубного пространства с помощью аэрации жидкости и фонтанирования скважины.

Подробное описание

Устройство для осушения обводненных газовых скважин, закрепленное на гибкой насосно-компрессорной трубе (ГНКТ) (1), спускаемое внутрь насосно-компрессорной трубы (НКТ) (2) содержит расположенные сверху вниз эжекторный узел (3), уплотняющий узел (4) и хвостовик (5) длиной, достаточной для достижения забоя скважины его окончанием (фиг. 1, 2).

Эжекторный узел (3) содержит корпус (6), в котором установлен обратный клапан (7) (например, шаровой, тарельчатый, створчатый), соединительный канал (8), соединяющий полость ГНКТ (1) с соплом (9), соединенным через камеру (10) смешения с диффузором (11), при этом канал (12) обратного клапана (7) сообщается с камерой (10) смешения (фиг.1).

Уплотняющий узел (4) содержит эластичные уплотнители (13), установленные на оправке (14), имеющей возможность осевого перемещения по стволу (15) с образованием зазора (16) между ними. Ствол (15) жёстко соединён с корпусом (6) эжекторного узла (3). Уплотнители (13) зафиксированы между неподвижно закреплённой на оправке (14) гайкой (17) и подвижным относительно ствола (15) конусом (18) и выполнены с возможностью создавать герметичный контакт с внутренней поверхностью НКТ (2), разобщая малое затрубное пространство выше и ниже уплотняющего узла (4). Ниже конуса (18) на стволе (15) с возможностью осевого перемещения установлен ползун (19) с расположенными в его верхней части анкерными элементами (20), входящими в соприкосновение с внутренней поверхностью НКТ (2), фиксируя устройство, и расположенными на его наружной поверхности фрикционными плашками (21), обеспечивающими неподвижность ползуна (19) относительно внутренней поверхности НКТ (2) (фиг. 1, 2).

Хвостовик (5), выполненный в виде трубы, длиной, достаточной для достижения своим окончанием забоя скважины, выполнен с возможностью принимать всю скважинную жидкость (22), скопившуюся в скважине, для вывода на поверхность, обеспечивая полное ее осушение.

Устройство для осушения обводненных газовых скважин работает следующим образом.

Устройство для осушения обводнённых газовых скважин, спускают в скважину на ГНКТ (1) перемещая его внутри НКТ (2), уже находящейся в скважине, и зафиксированной там с помощью пакера (23), герметично разделяющего затрубное пространство над и под пакером (23), при этом устройство, помещаясь внутри НКТ (2), является малогабаритным.

При спуске устройства уплотняющий узел (4) находится в транспортном положении.

По окончании спуска устройство фиксируют внутри НКТ (2) выше нижнего окончания НКТ переводя уплотняющий узел (4) в рабочее положение: перемещают ползун (19) с анкерными элементами (20) вверх относительно ствола (15) до контакта с конусом (18), раскрывая анкерные элементы (20) так, что они входят в соприкосновение с внутренней поверхностью НКТ (2), при этом уплотнители (13) оказавшиеся сжатыми в осевом направлении между конусом (18) и гайкой (17) расширяются в радиальном направлении до герметичного контакта со внутренней поверхностью НКТ (2), тем самым разобщая малое затрубное пространство (24).

Разобщение малого затрубного пространства (24) уплотняющим узлом (4) не позволяет скважинной жидкости (22) поступать из зоны над уплотняющим узлом (4) в зону под уплотняющим узлом (4) и обратно.

Когда устройство зафиксировано в НКТ (2), в него с установленной на поверхности ёмкости нагнетают под давлением рабочую жидкость (25) через ГНКТ (1). Рабочая жидкость (25) последовательно поступает в соединительный канал (8), сопло (9), камеру (10) смешения, диффузор (11) эжекторного узла (3) и выходит в малое затрубное пространство (24) над уплотнительным узлом (4) и на устье скважины. При этом в камере (10) смешения создается область пониженного давления, в которую скважинная жидкость (22) устремляется через хвостовик (5), ствол (15), обратный клапан (7). В камере (10) смешения эжекторного узла (3) скважинная жидкость (22) смешивается с рабочей жидкостью (25) и общим потоком поднимается по малому затрубному пространству (24) на поверхность, благодаря созданному эффекту эжекции. Подъем общего потока жидкости обеспечивается за счет циркуляции жидкости из ёмкости, установленной на поверхности, через ГНКТ (1) в устройство и возвращается обратно на поверхность через малое затрубное пространство (фиг.3).

После того, как окончание хвостовика (5) перестает захватывать скважинную жидкость (22), в ГНКТ (1) под давлением подают газ (26), например, азот, который, попадая в сопло (9), продавливает остатки рабочей жидкости (25), поддерживая эжекцию, и выходит в малое затрубное пространство (24), аэрируя жидкость, снижая её плотность и гидростатическое давление. В хвостовик (5) поступает природный газ (27) из пласта, который выходит на поверхность вынося с собой остатки скважинной жидкости (22) и рабочей жидкости (25), проходя по очереди ствол (15), обратный клапан (7), камеру (10) смешения, диффузор (11) устройства и далее в малое затрубное пространство (24) и на поверхность (фиг.4).

Нежелательное попадание как рабочей жидкости (25), в случае необходимости остановки ее подачи в устройство через ГНКТ (1), так и газа (26), подаваемого под давлением, в пространство под уплотнительным узлом (4) на забой скважины предотвращается посредством обратного клапана (7) эжекторного узла (3).

Способ осушения обводненных газовых скважин осуществляется следующим образом.

Устройство для осушения обводнённых газовых скважин, спускают в скважину на ГНКТ (1) внутри НКТ (2), зафиксированной в скважине с помощью пакера (23), герметично разделяющего затрубное пространство над и под пакером (23).

Фиксируют устройство внутри НКТ (2) выше нижнего окончания насосно-компрессорных труб переводя уплотняющий узел (4) в рабочее положение, при котором малое затрубное пространство (24) выше и ниже уплотняющего узла (4) разобщается, что не позволяет скважинной жидкости (22) поступать из зоны над уплотняющим узлом (4) в зону под уплотняющим узлом (4) и обратно.

Далее осуществляют первичный отбор скважинной жидкости (22) (фиг.3): подают в устройство через ГНКТ (1) под давлением рабочую жидкость (25), создавая эффект эжекции, создают в камере (10) смешения область пониженного давления за счет выхода рабочей жидкости (25) в малое затрубное пространство (24) над уплотняющим узлом (4) и на устье скважины через соединительный канал (8), сопло (9), камеру (10) смешения, диффузор (11) эжекторного узла (3), скважинная жидкость (22) через хвостовик (5), ствол (15), обратный клапан (7) устройства устремляется в область пониженного давления, образовавшуюся в камере (10) смешения.

Формируют в камере (10) смешения общий поток, путем соединения скважинной жидкости (22), поднимающейся через эжекторный узел (3), и рабочей жидкости (25), нагнетаемой с поверхности. Сформированный общий поток поднимается по малому затрубному пространству (24) в установленную на поверхности ёмкость. Подъем общего потока происходит благодаря циркуляции рабочей жидкости (25), нагнетаемой с поверхности в устройство, и обратно из устройства на поверхность через малое затрубное пространство. Первичный отбор скважинной жидкости прекращается, как только окончание хвостовика (5) перестает забирать скважинную жидкость (22), иными словами, отмечается выход природного газа (27) по малому затрубному пространству (24) на поверхность.

Затем производят вторичный отбор остатков скважинной жидкости (22) из малого затрубного пространства (24) (фиг. 4): подают под давлением через ГНКТ (1) в устройство газ (26), например, азот, продавливая остатки рабочей жидкости (25) через сопло (9), и поддерживая эжекцию. Выходя через сопло (9) газ (26) попадает в малое затрубное пространство (24), тем самым осуществляют аэрацию жидкости, находящейся в малом затрубном пространстве (24), снижают её плотность и гидростатическое давление. Снижение гидростатического давления столба жидкости в малом затрубном пространстве (24) создаёт депрессию и вызывает приток природного газа (27) из пласта, который продвигается через хвостовик (5), ствол (15), обратный клапан (7), камеру (10) смешения, диффузор (11) и далее по малому затрубному пространству (24) на поверхность, попутно вынося с собой остатки скважинной жидкости (22) и рабочей жидкости (25) из скважины.

Когда заканчивается выход жидкости из скважины, это означает, что скважина полностью осушена, тогда производят перевод уплотняющего узла в транспортное положение и последующий подъем устройства.

Скважина готова к добыче природного газа фонтанным способом, при этом обеспечивается увеличенный дебит газовой скважины за счет ее полного осушения.

Предлагаемое к патентованию техническое решение позволяет обеспечить полное извлечение скважинной жидкости из скважины за одну спускоподъемную операцию за счёт комбинирования двух технологий: работы эжекторного устройства и прокачки через устройство газа, аэрирующего столб жидкости в НКТ, тем самым полностью осушая газовую скважину.

Группа изобретений относится к газовой промышленности. Устройство для осушения газовой скважины спускают в скважину на гибкой насосно-компрессорной трубе (ГНКТ) внутри насосно-компрессорной трубы (НКТ) и оно содержит эжекторный узел, уплотняющий узел и хвостовик. При этом эжекторный узел содержит корпус с установленным в нем обратным клапаном, выполненным с возможностью препятствовать проникновению рабочей жидкости и газа под уплотнительный узел и на забой скважины, каналом обратного клапана, соплом, сообщающимся с полостью ГНКТ посредством соединительного канала, соединенным через камеру смешения с диффузором, и выполненным с возможностью пропускать газ в малое затрубное пространство аэрируя жидкость и снижая ее гидростатическое давление. При этом канал обратного клапана выполнен сообщающимся с камерой смешения, в которой создается область пониженного давления, в которую устремляется скважинная жидкость для смешения с рабочей жидкостью. Уплотняющий узел выполнен с возможностью фиксации устройства внутри НКТ и содержит эластичные уплотнители. Хвостовик выполнен с возможностью забора скважинной жидкости от забоя скважины. Способ осушения газовой скважины спуск и фиксацию устройства в скважине. Далее под давлением подают рабочую жидкость через ГНКТ в устройство, создавая эффект эжекции, и выводят по малому затрубному пространству смесь скважинной жидкости и рабочей жидкости. Далее под давлением через ГНКТ в устройство подают газ, поддерживая эжекцию и выводя остатки рабочей жидкости в малое затрубное пространство. После чего создают депрессию в малом затрубном пространстве и выводят оставшуюся смесь рабочей жидкости и скважинной жидкости из скважины, тем самым осушая ее. Обеспечивается полное осушение обводненной газовой скважины, увеличение дебита газовой скважины по природному газу и возобновление фонтанной добычи природного газа. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 4 ил.

1. Устройство для осушения газовой скважины, спускаемое в скважину на гибкой насосно-компрессорной трубе (ГНКТ) внутри насосно-компрессорной трубы (НКТ) и содержащее эжекторный узел, уплотняющий узел и хвостовик, при этом эжекторный узел содержит корпус с установленным в нем обратным клапаном, выполненным с возможностью препятствовать проникновению рабочей жидкости и газа под уплотнительный узел и на забой скважины, каналом обратного клапана, соплом, сообщающимся с полостью ГНКТ посредством соединительного канала, соединенным через камеру смешения с диффузором, и выполненным с возможностью пропускать газ в малое затрубное пространство аэрируя жидкость и снижая ее гидростатическое давление, при этом канал обратного клапана выполнен сообщающимся с камерой смешения, в которой создается область пониженного давления, в которую устремляется скважинная жидкость для смешения с рабочей жидкостью, уплотняющий узел, выполненный с возможностью фиксации устройства внутри НКТ, содержит эластичные уплотнители, установленные на оправке, смонтированной на стволе, жестко соединенном с корпусом эжекторного узла, конус, ниже которого на стволе установлен с возможностью осевого перемещения ползун с анкерными элементами и фрикционными плашками, а хвостовик выполнен с возможностью забора скважинной жидкости от забоя скважины.

2. Устройство по п. 1, в котором уплотнители выполнены с возможностью создавать герметичный контакт с внутренней поверхностью НКТ.

3. Устройство по п. 1, в котором анкерные элементы расположены в верхней части ползуна с возможностью входить в соприкосновение с внутренней поверхностью НКТ, фиксируя устройство в рабочем положении, а фрикционные плашки расположены на его наружной поверхности.

4. Устройство по п. 1, в котором хвостовик выполнен так, что его окончание достигает забоя скважины.

5. Способ осушения газовой скважины, включающий в себя последовательные этапы, на которых сначала спускают в скважину внутри насосно-компрессорной трубы (НКТ) на гибкой насосно-компрессорной трубе (ГНКТ) устройство, включающее в себя эжекторный узел, уплотняющий узел и хвостовик, затем фиксируют его так, что создается герметичный контакт уплотняющего узла с внутренней поверхностью НКТ, далее под давлением подают рабочую жидкость через ГНКТ в устройство, создавая эффект эжекции, так, что рабочая жидкость, проходя через устройство, создает область пониженного давления, в которую втягивается скважинная жидкость, затем выводят по малому затрубному пространству смесь скважинной жидкости и рабочей жидкости общим потоком на поверхность, далее подают под давлением через ГНКТ в устройство газ, поддерживая эжекцию, и выводя тем самым остатки рабочей жидкости в малое затрубное пространство, и аэрируя жидкость, оставшуюся в малом затрубном пространстве, снижая тем самым гидростатическое давление столба жидкости, создают депрессию в малом затрубном пространстве, тем самым природный газ устремляется из пласта через устройство на поверхность, вынося оставшуюся смесь рабочей жидкости и скважинной жидкости из скважины, тем самым полностью осушая ее.

6. Способ по п. 5, в котором вывод смеси рабочей жидкости и скважинной жидкости общим потоком на поверхность осуществляют за счет циркуляции жидкости, нагнетаемой из емкости, установленной на поверхности, в устройство через ГНКТ и возвращаемой обратно по малому затрубному пространству.