Способ эксплуатации обводняющихся газовых скважин с аномально низким пластовым давлением

Способ эксплуатации обводняющихся газовых скважин с аномально низким пластовым давлением

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

iИзобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам эксплуатации обводняющихся скважин на конечном этапе завершающей стадии Изобретение относится к газодобывэющей 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 затрубное 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

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (5i)s E 21 В 43/00

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К ПАТЕНТУ

Ы (21) 4916063/03 (22) 14.01.91 (46) 30.08.93. Бюл. ¹ 32 (71) Коми филиал Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов (72) M.Ä.Áóëåéêo, А,Н.Нестеров, О.Н.Соловьев. В.Г.Подюк, А.А.Захаров и С,В.Шелемей (73} Коми филиал Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов. (56)- Зайцев Ю.В. и др. Теория и практика газлифта. М.: Недра, 1987, с. 70 — 71, Зайцев Ю,В, и др. Теория и практика газлифта. M.: Недра, 1987, с, 84 — 85, (54) СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБВОДНЯЮЩИХСЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН С АНОМАЛЬНО НИЗ КИМ ПЛАСТОВЪ|М

ДАВЛЕНИЕМ (57} Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам эксплуатации обводняющихся скважин на конечном этапе завершающей стадии

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности кспособам эксплуатации обводняющихся скважин на конечном этапе завершающей стадии раз1эаботки 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... Ж 1838591 А3 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, вынос 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 необходймо 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 восстанавливается 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 затрубное 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 иэ следующего соотношения:

1838591

Т - f(QÄ; О.); а период без подачи высоконапорного газа определяют из соотношения

K - f(Qr,min Нж); где Т вЂ” период подачи в скважину высоконапорного газа, час, Qr Ог.min + Qr.ýíåðã

Qr.гь — минимально допустимый заданный дебит газа, м /сут;

Ог.энерг, КОЛИЧЕСтао ВЫСОКОНЗПОрНОГО газа, подаваемого в скважину, мз/сут;

Qж — количество жидкости. скопившейся в стволе скважины, м;

К вЂ” период работы скважине 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; период и количество подаваемого высоконапорного газа определяют из следующего соотношения:

Т - f(Qr, Qx); а период без подачи высоконапорного газа определяют из соотношения

К =.f(Qr.min 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.

В 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 забо- 4 ях 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

Т - f(Qr. Ож): а период без подачи высоконапорного газа определяют.из соотношения

K - f(Qrлп п Нж): где Т вЂ” период подачи в скважину высоконапорного газа, час;

Ог= Qr.min+ Qr.ýíåðã;

Ог.min — минимально допустимый заданный дебит газа, м /сут;

Ог.энерг, КОЛИЧЕСТВО ВЫСОКОНаПОРНОГО газа, подаваемого в скважину, м /сут; з

Q+ — количество жидкости,скопившейся в стволе Скважины, м;

К вЂ” период работы скважины без подачи высоконапорного газа. ч;

Нж — уровень жидкости в скважине, м.

Пример. Техническая характеристика скважины.

Диаметр эксплуатационной колонны, мм 168

Диаметр колонны подъемных труб, мм 73

Глубина скважины, м 3280

Глубина спуска НКТ, м 2900

Интервал продуктивной части пласта (фильтра), м 3220 — 2782

Дебит газа, при отсутствии жидкости в стволе скважины, м /сут 60000

Дебит жидкости, м /сут 1,3

Экспериментальными исследованиями, проведенными на скважине, установлено.

Начальный дебит газа, когда в стволе скважины отсутствовала жидкость, составлял 60 тысм /сут. При этом из пласта вме3 сте 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. м /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 освобожден от жидкости, дебит ее восстанавливают до 60 тыс. м /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

1838591 6

О,г, тыс. м счт

50

30

20 на i50 гоа 250 300 350 400 ио

Составитель М.Булейко

Техред .M.Ìîðãåíòeë . Корректор И.Шмакова

Редактор С.Ходакова

Заказ 2914 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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

Производственно-издательский комбинат "Патент", r. Ужгород, ул.Гагарина, 101 подают для данного случая при дебите 35 тыс, м /сут, и уровне жидкости в стволе скважины, равном 250 м.

Заявленный нами способ более эффек- . тивен в сравнении с прототипом и легко 5 осуществим на газоконденсатном месторождении.

Так. заявленный нами способ предполагается реализовать на Вуктыльском гаэоконденсатном месторождении. 10

Формула изобретения

Способ эксплуатации обводняющихся газовых скважин с аномально низким пластовым давлением, включающий удаление 15 жидкости с забоя скважины путем периодической подачи высоконапорного газа в затрубное пространство, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа за счет снижения расхода высо- 20 конапорного газа и сокращения времени создания дополнительного противодавления на пласт, перед подачей высоконапорного газа производят замеры дебита газа и определение уровня жидкости в скважине, при этом период и количество подаваемого высоконапорного газа определяют иэ следующего соотношения:

Т- f(Qr, Ож), а период беэ подачи высоконапорно о газа определяют из соотношения

K - КО,.ь H*3. где Т вЂ” период подачи в скважину высоконапорного газа, ч:

Ог Qr.mt + 0f.ýíåðã.. (3г,, — минимально допустимый заданный дебит газа, м /сут;

Qr.энерг. количество высоконапорнбго газа, подаваемого в скважину, м /сут; з

0w — количество жидкости, скопившейся в стволе скважины, м;

К вЂ” период работы скважины без подачи высоконапорного газа, час;

Нж — уровень жидкости в скважине, м.