Способ эксплуатации обводняющихся газовых скважин с аномально низким пластовым давлением Советский патент 1993 года по МПК E21B43/00 

Т ПОг;Ож);

а период без подачи высоконапорного газэ определяют из соотношения

K-f(Qr.mln Нж);

где Т - период подачи в скважину высоконапорного газа, час,.

Qr Qr.min + Ог.энерг,

Or min - минимально допустимый заданный дебит газа. м3/сут;

Ог.энерг. - количество высоконапорного газа, подаваемого в скважину, м3/сут;

Ож - количество жидкости, скопившейся в стволе скважины, м;

К - период работы скважина без добычи высоконапорного газа, ч;

Нж - уровень жидкости в скважине, м.

Отличительными признаками изобретения от прототипа являются следующие:

перед подачей высоконапорного газа производят замеры дебита газа и определение уровня жидкости в скважине,1

период и количество подаваемого высоконапорного газа определяют из следующего соотношения:

Т ДОГ;0Ж};

а период без подачи высоконапорного газа определяют из соотношения

K f(Qr.mtn- Нж)

Принимая во внимание известные признаки и существенные отличительные признаки, которые в совокупности позволяют достичь цели изобретения, считаем, что заявленный способ соответствует критерию существенные отличия. .- Способ эксплуатации обводнящихся скважин на месторождении с АНПД осуществляют в следующей последовательности.

8 процессе эксплуатации скважин на газоконденсатном месторождении с АНПД проводят периодические замеры уровня жидкости и параметры скважин:

дебиты скважин, давления на головке скважин и затрубное давление.

По мере накопления жидкости на забоях скважин уровень жидкости растет и соот- ветственно изменяются и параметры скважин. На основании данных замеров строят зависимость уровня жидкости в скважине от дебита (см. чертеж).

Период и количество подаваемого в скважину высоконапорного газа определяют из следующего соотношения

T f(Qr:Qx);

а период без подачи высоконапорного газа определяют.из соотношения

К f(Qr.min Нж);

где Т - период подачи в скважину высоконапорного газа, час;

Qr Qr.min + Ог.энерг;

Qr.min - минимально допустимый заданный дебит газа, м3/сут:.

Ог.энерг. - количество высоконапорного газа, подаваемого в скважину, м3/сут; Ож - количество жидкости .скопившейся в стволе Скважины, м ;

К - период работы скважины без подачи высоконапорного газа, ч;

Нж - уровень жидкости в скважине, м.

Пример. Техническая характеристика скважины.

Диаметр эксплуатационной

колонны, мм168

Диаметр колонны подъемных

труб, мм73

Глубина скважины, м3280

Глубина спуска НКТ, м2900

Интервал продуктивной

части пласта (фильтра), м 3220-2782

Дебит газа, при отсутствии

5

0

5

0

5

0

жидкости в стволе скважины,

м3/сут

Дебит жидкости, м3/сут

60000 .1,3

Экспериментальными исследованиями, проведенными на скважине, установлено.

Начальный дебит газа, когда в стволе скважины отсутствовала жидкость, составлял 60 тыс.м /сут. При этом из пласта вместе с газом поступала вода и углеводородный конденсат, вынос которых на поверхность обеспечивался не полностью, а часть жидкости накапливалась на забое.

Столб жидкости в процессе работы

скважины накапливался постепенно, перекрывая работающие интервалы продуктивной части пласта. Дебит газа при этом снижался.

В момент, когда столбом жидкости был перекрыт основной работающий интервал пласта, произошло резкое снижение дебита газа (с 35 до 15 тыс. м3/сут). Высота столба жидкости в стволе скважины составила в это время 310 м.

Полученная графическая зависимость дебита газа от величины столба жидкости по данной скважине показывает, что при высоте столба жидкости 250 м происходит резкое снижение дебита газа. В это время в скважину подают энергетический газ и поднимают путем продувки скопившуюся жидкость на поверхность, на установку осушки газа.

После того, как ствол скважины осво- божден от жидкости, дебит ее восстанавливают до 60 тыс. М3/сут и цикл повторяют.

Результаты способа приведены ниже в таблице и на чертеже.

Из таблицы и чертежа можно сделать вывод, что высоконапорный газ в скважину

подают для данного случая при дебите 35 тыс. м3/сут, и уровне жидкости в стволе скважины, равном 250 м.

Заявленный нами способ более эффективен в сравнении с прототипом и легко осуществим на газоконденсатном месторождении.

Так. заявленный нами способ предполагается реализовать на Вуктыльском газа- конденсатном месторождении.

Формула изобретения Способ эксплуатации обводняющихся газовых скважин с аномальна низким пластовым давлением, включающий удаление жидкости с забоя скважины путем периодической подачи высоконапорного газа в за- трубное пространство, отличающийся тем. что, с целью повышения эффективности способа за счет снижения расхода высоконапорного газа и сокращения времени создания дополнительного противодавле0

5

0

ния на пласт, перед подачей высоконапорного газа производят замеры дебите газа и определение уровня жидкости в скважине, при этом период и количество подаваемого вы.сокЧэнаггорного газа определяют из следующего соотношения:

T f(Qr;Qx).

а период без подачи высоконапорносо газа определяют из соотношения

K f(Qr.min Нж).

где Т - период подачи в скважину высоконапорного газа, ч;

Qr Qr.mln + Ог.эмерг.,

Qr,min - минимально допустимый заданный дебит газа, м3/сут;

Ог.энерг. - количество высоконапорного газа, подаваемого в скважину, м3/сут;

Ож - количество жидкости, скопившейся в стволе скважины, м ;

К период работы скважины без подачи высоконапорного газа, час;

Нж - уровень жидкости в скважине, м.

iИзобретение относится к газодобываю- щей промышленности, в частности к способам эксплуатации обводняющихся скважин на конечном этапе завершающей стадии Изобретение относится к газодобывэю- щей промышленности, в частности к способам эксплуатации обводняющихся скважин на конечном этапе завершающей стадии разработки месторождения при аномально низком давлении (АНПД),и может быть использовано для удаления жидкости-с забоя газовых скважин. Целью изобретения является повышение эффективности способа за счет снижения расхода высоконапорного газа и сокращения времени создания дополнительного противодавления на пласт. разработки месторождения при аномально низком пластовом давлении, и может быть использовано для удаления жидкости с забоя газовых скважин. Способ осуществляют следующим образом. При начальном дебите, когда в стволе скважины отсутствует жидкость, из пласта вместе с газом поступает вода и углеводородный конденсат, выкос которых на поверхность обеспечивался не полностью и часть жидкости накапливалась на забое В момент, когда столбом жидкости был перекрыт основной работающий интервал пласта, произошло резкое снижение дебита газа. Полученная графическая зависимость дебита газа от величины столба жидкости по данной скважине показывает, что при определенной высоте столба жидкости происходит резкое снижение дебита газа. В это время необходимо в скважину подать высоконапорный газ и поднять скопившуюся жидкость на поверхность на установку осушки газа. После того, как ствол скважины освобожден от жидкости, дебит ее восстанавливаете и цикл повторяется. 1 ил. 1 табл. Поставленная цель достигается тем. что в способе эксплуатации обводняющихся газовых скважин с аномально низким пластовым давлением, включающем удаление жидкости с забой скважины путем периодической подачи высоконапорного газа в за- трубное пространство, причем перед подачей высоконапорного газа производят замеры дебита, газа и определение уровня жидкости в скважине, при этом период и количество подаваемого высоконапорного газа определяют из следующего соотношения: 00 со 00 ел ч со

&0 70 60 50 АО ЬО 20 10

100

i50

200

Редактор С.Ходакова

Составитель М.Булейко Техред М.Моргентал

Н,м

300

550

400

f50

Корректор И.Шмакова