Способ эксплуатации газовых скважин

Способ эксплуатации газовых скважин

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

СПОСОБЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН, включающий д-озированный ввод пенообразующего вещества в газожидкостный поток путем продавливания пенообразующего вещества частью, потока газа, отличающий с я тем, что, с целью повышения дебита газа обводняющихся , эксплуатирующихся по затрубному пространству, лифтовые трубы опускают ниже интервала перфорации , а дозированный ввод пенообразующего вещества в газожидкостный поток осуществляют путем заполнения пенообразующим веществом лифтовых труб и перепуском части потока газа из затрубного пространства в , : лифтовые трубы, причем давление перепускаемого газа регулируют в т зависимости от величины давления газожидкостного потока на устье скважины.

(19) (И) СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

3(Я) Е 21 В 43 00

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ.4 (21) 3318404/22-03 (22) 20.07.81 (46) 23".12.83. Бюл. 9 47 (72) С.Н.Закиров, P.М.Кондрат, М.М.Билецкий, П.M.Hàòûíà, Р.Д.Питула, Й.М.Гащак и P,Ä.ßðom (71) Московский ордена Трудового

Красного Знамени институт нефтехимической.и газовой промышленности им. И.M.Ãóáêèíà и Ивано-Франковский институт нефти и газа (53) 622.279(088.8) (56) 1. Временная инструкция по удалению жидкости из газовых и газоконденсатных скважин с помощью пенообразующих веществ.

СевКавниигаэ, 1977, с. 17-18.

2. Авторское свидетельство СССР по заявке В 3266065/22-03, кл. Е 21 В 43/00, 1981 (прототип) ° (54) (57) СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН, включающий гозированный ввод пенообразующего вещества в гаэожидкостный поток путем продав. ливания пенообразующего вещества частью. потока газа, о т л и ч а ю— шийся тем, что, с целью ïîâûшения дебита газа обводняющихся скважин, эксплуатирующихся по эатрубному пространству, лифтовые тру бы опускают ниже интервала перфорации1 а дозированный ввод пенообразующего вещества в газожидкостный поток осуществляют путем заполнения пенообразующим веществом лифтовых труб и перепуском части потока .газа из затрубного пространства в лифтовые трубы, причем давление

М. перепускаемого газа регулируют в зависимости от величины давления газожидкостного потока на устье скважины.

1062376

Изобретение относится к области добычи газа и предназначено для повышения производительности обводняющейся газовой скважины, эксплуатируемой с применением пенообразующих поверхностно-активных ве- 5 ществ (IIAB) .

Известен способ эксплуатации газовых скважин с применением ПАВ, состоящий B заполнении прискважинной емкости высокого давления жидким пенообразователем и последующем дозированном вводе его в затрубное пространство скважины (1 1.

Недостатками этого способа эксп луатации обводняющейся газовой скважины с применением IIAB являются значительная металлоемкость прискважинной дозирующей установки к необходимость ее постоянного об- служивания, низкая продолжитель >": ность межоперационного периода между заправками установки пенообраэователем, существенное влияние на работу доэирующего устройства и параметры раствора IIAB погодно-климатических условий. Кроме того, 5 указанный способ характеризуется недостаточной эффективностью использования и низкой точностью доэирования IIAB, так как раствор пенообразователя, постепенно стекая по стенкам З0 труб в затрубном пространстве скважины, попадает на забой только через определенный промежуток времени, причем расходная кочцентрация ПАВ в выносимой жидкости. вначале намного Ç5 превышает требуемую концентрацию, а затем резко уменьшается и становится ниже необходимой. В результате снижаются дебит газа и надежность процесса эксплуатации обводняющейся 40 газовой скважины с применением IIAB.

Известен способ эксплуатации газовых скважин, включающий дозированный ввод пенообразующего вещества в гаэожидкостный поток путем продавли- 45 вания пенообразующего вещества частью потока газа 12) .

Недостатками известного способа эксплуатации обводняющейся газовой скважины с применением ПАВ также являются значительная металлоемкость прискважинной дозирующей установки и необходимость ее постоянного обслуживания, низкая продолжителъность меж" операционного периода между заправка-55 ми установки пенообраэователем, существенное влиянИе на работу дозирующего устройства и параметры раствора

IIAB погодно-климатических условий, Кроме того, расход реагента является 60 постоянным и не зависит от параметров гаэожидкостного потока в точке

его ввода в скважину, а определяется исключительно пропускной способностью гидравлического сопротивления, ус а- 65 новленного на газопроводе, н диамет--, ром ингибиторопровода. В результате низкой точности дозирования и недостаточной эффективности использования

IIAB снижаются дебит газа н надежность процесса эксплуатации обводняющейся газовой скважины.

Целью изобретения является повышение дебита газа обводняющихся скважин, эксплуатирующихся по эатрубному пространству.

Поставленная цель достигается тем, что согласно способу эксплуатации газовых скважин, включающему дозированный ввод пенообраэующего вещества в газожидкостный поток путем продавливания пенообраэующего вещества частью потока газа, лифтовые трубы опускают ниже интервала перфорации, а дозированный ввод пенообразующего вещества в газожидкостный поток осуществляют путем заполнения пенообразующим веществом лифтовых труб и перепуском части потока газа из эатрубного пространства в лифтовые трубы, причем давление перепускаемого газа регулируют. в зависимости от ве-. личины давления газожидкостного потока на устье скважины.

На чертеже показана схема оборудования скважины для реализации способа.

Скважина оборудована эксплуатационной колонной 1 и колонной лифтовых труб 2. Лифтовые трубы спущены ниже интервала поступления газа и жидкости иэ пласта 3 (ниже нижних отверстий интервала перфорации), что предупреждает поступление в них газа и жидкости кз пласта и нарушение точности дозирования заданного количества реагента в восходящий газожидкостный поток эа счет их преждевременного опорожнения. На устье скважины установлена фонтанная арматура с задвижками 4 - 10. Затрубное пространство скважины через крестовину связано со шлейфом 11 и через отводную импулъсную трубку 12 — с внутренней полостъю лифтовых труб, Отводная трубка снабжена регулятором 13 расхода газа.

На фонтанной арматуре установлены контролирующие манометры 14 и 15 °

Реализация способа осуществляется следующим образом.

При открытых задвижках 7, 8 и 10 и закрытых задвижках 4 - 6 и 9 эакачивают в лифтовые трубы 2 через линию 16 заданное количество раствора ПАВ. .Объем раствора пенообраэователя определяют по формуле

2 v=0178102 31 где 9 - объем- раствора IIAB м е - внутренний диаметр лифтовых труб Mg

1062376 забойное давление, Па; — плотность раствора IIAB кг м3; ; ускорение силы тяжести, ;2 м-с

При первой заправке лифтовых 5 труб потребное количество раствора

gAB увеличивают на величину объема ствола скважины ниже нижних отверстий интервала перфорации.

После закачки расчетного количества раствора ПАВ закрывают задвижку 8 и выдерживают раствор GAB в лифтовых трубах для сегрегации гаэожидкостной смеси. Затем медленным открытием задвижки 8 стравлива.ют гаэ из лифтовых труб до значения давления, равного 0,1 - 0,2 МПа.

Величину давления в лифтовых трубах контролируют манометром 14. Открытием задвижки 5 пускают скважину в .работу. Одновременно открывают задвижки 4 и 9. В процессе эксплуатации скважины уровень раствора IIAB в эатрубном пространстве устанавливается у нижних перфорационных отверстий. Вода, поступающая вместе с газом из пласта 3 через перфорационные отверстия, смешивается с раствором IIAB и выносится восходящим газовым потоком 17 в виде пены на поверхность. Израсходованный раствор

GAB в затрубном пространстве сква- . жины пополняется эа счет поступления новых порций раствора из лифтовых труб. Дозировка раствора IIAB в восходящий гаэожидкостный поток 35 осуществляется путем регулируемого перепуска газа иэ эатрубного пространства в лифтовые трубы по отводной импульсной трубке 12. Расход газа регулируют с помощью регулято- 40 ра 13 расхода. Регулятор подбнрают на расход газа 0,001 — 0,1 м /сут в зависимости от параметров работы скважины. Одним из возможных вариан тов его.исполнения является Регуля- 45 тор давления до себя, в качестве . регулирующего органа которого приме няется регулирующий клапан с мембранным исполнительным механизмом, IIpH работе cKBRKHHbI на установив. шемся режиме регулирующий клапан закрывается, и переток газа из эатрубного пространства в лифтовые трубы прекращается. Это приводит к постепенному снижению количества

ПАВ в выносимой жидкости и соответственно к ухудшению условий пенообг, раэования и выноса жидкости на поверхность. В результате скопления жидкости в стволе скважины уменьшается давление в эатрубном про- 60 странстве., Когда давление снижается до заданной величины, открывает= ся регулирующий клапан, и газ иэ затрубного пространства по отводной трубке начинает поступать в лифтовые трубы. Это вызывает увеличение расхода IIAB поступающего иэ лифтовых труб в газожидкостный поток. Скопившаяся в заерубном пространстве вода вспенивается и выносится на поверхность. В результате увеличивается давление в эатрубном пространстве. Когда скважина переходит на установившийся режим работы, регулирующий клапан закрывается.

Таким образом, в предложенном варианте имеется обратная связь между дозировкой раствора IIAB в газожидкостный поток и режимом работы скважины. Это существенно повышает точность дозирования раствора IIAB и позволяет более эффективно испольэовать дорогостоящий реагент - пенообразователь. После выравнивания давлений на головке скважины и затрубном пространстве в лифтовые трубы закачивают новую порцию раствора IIAB.

Предлагаемый способ эксплуатации обводняющейся газовой скважины с применением IIAB испытан на скважине, глубина которой (искусственный забой) 1750 м, диаметр эксплуатационной колонны 146 мм, интервал перфорации 1715 — 1740 м. В скважину спу щены лифтовые трубы условным диамет-. ром 73 мм до глубины 1745 м. Работа. скважины осложняется скоплением жидкости на забое; что приводит к снижению ее производительности вплоть до полной остановки. С целью поддержания режима работы обводняющихся скважин на месторождении применяется периодический ввод водных растворов (IIAB) - сульфонола в затрубное пространство при работе скважины по лифтовым трубам. Согласно опытным данным необходимая концентрация сульфонола в пластовой воде, соответствующая критической концентрации мнцеллообразования, равна 1,45 ..мас.Ъ.

В таблице приведены результаты сравнительных испытаний предлагаемого способа эксплуатации обводняющейся газовой скважины по затрубному просТранству, заполнения лифтовых труб раствором IIAB и дозирования их в гаэожидкостный поток путем регулируемого перепуска газа иэ затрубного пространства в лифтовые трубы и известного способа эксплуатации обводняющейся газовой скважины по Лифтовым трубам и вводе IIAB в затрубное пространство.

1062376

СО Ф W EO Ch N 00 СЧ

СЧ СЗ Л 4 а 4 an съ а О е î r> с с an с 1 а о

Ъ E % Ь Ь Ь 1 Ь

СП Л 4 СЧ 4 С С 4

4 о

Ю rl pI

4 Л Л СИ е @

О О О О О О сч Ф и 4 \

Ь О ь н о! с

3 ф е

С4 0

4lI М с н

О 4!i Cla в а ъ ъ с В

В Э О М СО сЧ cv w ao Ф с 1 с с

Ъ Ь

О сс, ) л .

О О О О О О О О

tv л "4 сч сч сч сс! сч сл

° Ф сО

an ю 4Ч с с

О О О

1О ссъ л

В ф

О О.an cJa л сч сч с в

О О О! I IIl

Х4ОХ С!!

0\ с сч л Ф о о о

И

I Ф

М I4 с х

Ф Ф

I4 В х в

III aaI ом

Ц (4 о о!

ao > м,х v

9 х ою

ыс хццо кхкоP)у

555А l4I

ФХ44!с, Ф о,одьмоы

uXIV àÞ

Ц сс! еох

3 Х!4 х ао

0 Э4О. о и.е

С4 з <б 4О

vno цхВ яю K

O4CI 9 ) I

IC CI I

5оюМ юо .

p,с. о

Ii O

X X 4lI 4II W

Ф Мосе иоо о °

X IC IaI X V

ovt oe ц ховй!

I4 I I

VМЕМ4

Фххозй

Р >э 4О

V 4lI O с Ь ! сюо х аС и Х Х I4 оооцо

Оlale ОО

Oh Oi cIa с

° . Э сф С Ф

О О С7

° °

О Ю CO л О 4

CI4 С4а !

an ю

О О

° .

Ю, Ch

Л Л4

1062376

Составитель A.Cêìåöêàÿ

Редактор А.Шишкина Техред В.далекорей Корректор А,Дзятко

Заказ 10178/34 Тираж 603 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП Патент, г.ужгород, ул.Проектная, 4

Из приведенных данных видно, что при реализации предлагаемого спосо.ба эксплуатации обводняющейся газовой скважины. повышается точность доэирования раствора IIAB в восходящий газожидкостный поток. В предлагаемом способе средняя концентрация сульфонола в удаляемой из скважины жидкости изменяется от 1,38 до 1,53 мас. Ъ,пб сравнению с 1,05 — 9,82 мас, Ъ в известном способе при требуемой концентрации реагента в удаляемой жидкости

1,45 мас. %. В результате снижается расход и повыаается эффективность использования пенообразователя, и в среднем в 1,7 раза увеличивается дебит газа.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа определяется снижением затрат на оборудование скважин дозировочными устройствами для ввода ПАВ и их обслу.живание, уменьшением расхода вспенивающего ПАВ, увеличением дебита газа и повышением надежности про-!

О десса эксплуатации скважины.

Способ целесообразно использо.вать на газовых месторождениях, разрабатываемых в условиях проявления водонапорного режима.