способ стабильной эксплуатации обводняющегося газового пласта

Формула изобретения

Способ эксплуатации газового пласта, заключающийся в том, что, как только эксплуатирующая данный пласт скважина начинает обводняться, проводят временную кальматацию верхнего обводняющегося газового пласта, поднимают из скважины лифтовую колонну, затем добуривают скважину долотом меньшего диаметра, чем диаметр эксплуатационной колонны, до плотных пород в подошве нижнего газового пласта, в скважину спускают потайную эксплуатационную колонну, оснащенную находящейся в ее голове уплотнительно-подвесной системой, так, чтобы башмак потайной эксплуатационной колонны находился в плотных породах подошвы нижнего газового пласта, а голова ее была расположена в нижней части эксплуатационной колонны, цементируют потайную эксплуатационную колонну и перфорируют ее на уровне нижнего газового пласта, до нижнего газового пласта спускают подпакерный хвостовик, имеющий диаметр меньше диаметра лифтовой колонны, при этом голову подпакерного хвостовика располагают выше головы потайной эксплуатационной колонны, в ходе спуска в голове подпакерного хвостовика устанавливают переходник, к которому подсоединяют лифтовую колонну с установленными на ней пакером и надпакерным клапаном, при этом надпакерный клапан устанавливают на 10-20 м выше кровли верхнего газового пласта, а пакер - ниже подошвы верхнего газового пласта, снимают кальматацию верхнего обводняющегося газового пласта, осваивают и испытывают пласты, газ из нижнего газового пласта через перфорационные отверстия в потайной эксплуатационной колонне подают в подпакерный хвостовик и затем в лифтовую колонну, где его смешивают с газом и жидкостью из обводняющегося верхнего газового пласта во внутренней полости надпакерного клапана, затем газ с жидкостью по лифтовой колонне подают на устье скважины и далее в шлейф.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для стабильной эксплуатации обводняющегося газового пласта, в случае когда энергии газового пласта недостаточно для стабильного выноса жидкости вместе с потоком газа.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ эксплуатации малодебитных скважин в условиях обводнения путем закачки газа в затрубное пространство, включающий подачу дополнительного газа в затрубное пространство с малогабаритного компрессора или выхода дожимной компрессорной станции на забой скважины и движение дополнительного газа вместе с газом и жидкостью из пласта по лифтовой колонне к устью скважины. В результате расход газа в лифтовой колонне возрастает и происходит вынос жидкости из ствола скважины («Газовая промышленность», Изд. «Газоил пресс», М., 2006, вып.11, стр.60-61).

В известном техническом решении имеются следующие недостатки: необходима подача дополнительного газа в скважину и установка на устье скважины подогревателя и устьевого компрессора, что приводит к дополнительным эксплуатационным расходам на подогрев газа.

Технический результат, на достижение которого направлен предлагаемый способ, заключается в достижении стабильной эксплуатации верхнего обводняющегося продуктивного газового пласта за счет подачи газа из нижнего продуктивного газового пласта, находящегося в этой же скважине и обладающего большей пластовой энергией, чем верхний продуктивный газовый пласт, что увеличивает скорость суммарного потока газа в лифтовой колонне над верхним продуктивным газовым пластом.

Данный технический результат достигается за счет того, что в способе эксплуатации газового пласта, как только эксплуатирующая данный пласт скважина начинает обводняться, проводят временную кальматацию верхнего обводняющегося газового пласта, поднимают из скважины лифтовую колонну, затем добуривают скважину долотом меньшего диаметра, чем диаметр эксплуатационной колонны, до плотных пород в подошве нижнего газового пласта, в скважину спускают потайную эксплуатационную колонну, оснащенную находящейся в ее голове уплотнительно-подвесной системой, так, чтобы башмак потайной эксплуатационной колонны находился в плотных породах подошвы нижнего газового пласта, а голова ее была расположена в нижней части эксплуатационной колонны, цементируют потайную эксплуатационную колонну и перфорируют ее на уровне нижнего газового пласта, до нижнего газового пласта спускают подпакерный хвостовик, имеющий диаметр меньше диаметра лифтовой колонны, при этом голову подпакерного хвостовика располагают выше головы потайной эксплуатационной колонны, в ходе спуска в голове подпакерного хвостовика устанавливают переходник, к которому подсоединяют лифтовую колонну с установленными на ней пакером и надпакерным клапаном, при этом надпакерный клапан устанавливают на 10-20 метров выше кровли верхнего газового пласта, а пакер ниже подошвы верхнего газового пласта, снимают кальматацию верхнего обводняющегося газового пласта, осваивают и испытывают пласты, газ из нижнего газового пласта через перфорационные отверстия в потайной эксплуатационной колонне подают в подпакерный хвостовик и затем в лифтовую колонну, где его смешивают с газом и жидкостью из обводняющегося верхнего газового пласта во внутренней полости надпакерного клапана, затем газ с жидкостью по лифтовой колонне подают на устье скважины и далее в шлейф.

На чертеже приведена схема скважины с обводняющимся газовым пластом, к которой применен предлагаемый способ стабильной эксплуатации обводняющегося газового пласта, где 1 - эксплуатационная колонна, 2 - лифтовая колонна, 3 - уплотнительно-подвесная система, 4 - потайная эксплуатационная колонна, 5 - подпакерный хвостовик, 6 - пакер, 7 - переходник, 8 - надпакерный клапан, 9 - верхний обводняющийся газовый пласт, 10 - нижний газовый пласт.

Предложенный способ реализуют следующим образом.

Газовая скважина эксплуатировала верхний газовый пласт (9). Эксплуатационная колонна (1), перекрывающая верхний газовый пласт (9), была проперфорирована на уровне этого пласта. В скважину была спущена лифтовая колонна (2), башмак которой находился на уровне верхнего газового пласта (9). При эксплуатации скважины произошло накопление жидкости на ее забое, что привело к снижению ее дебита и в итоге - к остановке (самозадавливанию) скважины. В данном техническом решении стабильную эксплуатацию верхнего обводняющегося газового пласта скважины (9) достигают за счет подачи газа из нижнего газового пласта (10), обладающего пластовой энергией, достаточной при смешивании с газом из верхнего обводняющегося газового пласта, обеспечить стабильный вынос жидкости из этого пласта и ранее не подключенного к работе в этой скважине. Для подключения нижнего газового пласта (10) проводят следующие работы. Специальным раствором производят временную кальматацию верхнего обводняющегося газового пласта (9) (например, закачка мелового раствора). Поднимают из скважины лифтовую колонну (2). Добуривают скважину долотом меньшего диаметра, чем диаметр эксплуатационной колонны (1), до плотных пород в подошве нижнего газового пласта (10). Потайную эксплуатационную колонну (4) оснащают уплотнительно-подвесной системой (3), которая герметизирует соединение между эксплуатационной колонной (1) и потайной эксплуатационной колонной (4). Затем спускают потайную эксплуатационную колонну (4) так, чтобы ее башмак находился в плотных породах подошвы нижнего газового пласта (10), а голова ее была расположена в нижней части эксплуатационной колонны (1). Цементируют потайную эксплуатационную колонну (4) и перфорируют ее на уровне нижнего газового пласта (10). Затем в скважину до нижнего газового пласта (10) спускают подпакерный хвостовик (5), имеющий диаметр меньше диаметра лифтовой колонны (2). В ходе спуска в голове подпакерного хвостовика (5) устанавливают переходник (7), необходимый для соединения труб разного диаметра, к которому подсоединяют лифтовую колонну (2) с установленным на ней пакером (6) и надпакерным клапаном (8). Снимают кальматацию верхнего обводняющегося газового пласта (9) (например, проводят соляно-кислотную обработку), осваивают и испытывают верхний и нижний газовые пласты. По результатам испытания уточняют режимы работы верхнего обводняющегося и нижнего газовых пластов (9,10). Газ из нижнего газового пласта (10) через перфорационные отверстия в потайной эксплуатационной колонне (4) поступает в подпакерный хвостовик (5) и затем в лифтовую колонну (2), где его смешивают с газом и жидкостью из верхнего обводняющегося газового пласта (9) во внутренней полости надпакерного клапана (8). В скважине на уровне верхнего обводняющегося газового пласта (9) суммарный дебит и скорость газа возрастают, обеспечивая возможность выноса жидкости из верхнего обводняющегося газового пласта, исключая самозадавливание скважины. Затем газ с жидкостью по лифтовой колонне (2) поступает на устье скважины и далее в шлейф.

Способ основан на использовании пластовой энергии нижнего газового пласта, дополнительное подключение в работу которого в одной и той же скважине приводит к повышению суммарного дебита газа. В итоге скорость движения потока газа в скважине возрастает до такой величины, которая обеспечивает равномерный и устойчивый вынос жидкости.

В настоящее время значительное количество газовых скважин, особенно, на крупнейших месторождениях крайнего севера Тюменской области находится на поздней стадии эксплуатации. Дебиты газа из многих скважин снизились настолько, что скорость потока газа в стволе не обеспечивает равномерный вынос жидкости, поступающей из пласта, что приводит к накоплению жидкости и самоглушению скважин.

Предложенный способ стабильной эксплуатации обводняющегося газового пласта позволит увеличить коэффициент газоотдачи верхнего газового пласта, исключить эксплуатационные затраты, сопряженные с подачей газа в затрубное пространство на устье скважины от ДКС или малогабаритного компрессора.

Данное изобретение может быть использовано в течение всего периода разработки верхнего газового пласта, при условии сохранения более высокого пластового давления в нижнем газовом пласте.

Данное изобретение может быть реализовано на сеноманских скважинах Уренгойского, Ямбургского и других месторождениях.