способ освоения метаноугольной скважины

Формула изобретения

Способ освоения метаноугольной скважины, включающий спуск лифтовой колонны, на нижнем конце которой размещен погружной насос, в эксплуатационную колонну, перфорированную в интервале продуктивного угольного пласта, установку погружного насоса в эксплуатационной колонне, герметизацию устья скважины, вызов притока пластового флюида за счет снижения столба жидкости в затрубном пространстве скважины с помощью погружного насоса до уровня, при котором давление столба жидкости в затрубном пространстве будет меньше, чем давление начала десорбции метана в продуктивном угольном пласте, стравливание избыточного давления газа из затрубного пространства скважины при одновременном поддержании на устье расчетной величины противодавления на продуктивный пласт, при этом уровень жидкости в затрубном пространстве скважины снижают до отметки, расположенной ниже интервала перфорации эксплуатационной колонны, и в дальнейшем поддерживают указанный уровень, а в затрубное пространство скважины в период снижения в нем столба жидкости под избыточным давлением нагнетают газ, причем суммарное давление газа и столба жидкости в затрубном пространстве должно быть меньше, чем давление начала десорбции метана в продуктивном угольном пласте, нагнетание газа в затрубное пространство прекращают после того, как уровень жидкости в нем будет снижен до отметки, расположенной ниже интервала перфорации эксплуатационной колонны.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к заключительному этапу строительства скважин для добычи метана из угольных пластов.

Известен способ освоения нефтегазовых скважин, который заключается в спуске лифтовой колонны с подземным оборудованием в ствол скважины, размещении подземного оборудования на заданной глубине внутри эксплуатационной колонны, перфорированной в интервале залегания продуктивного пласта, вызове притока пластового флюида путем постепенного снижения противодавления на продуктивный пласт [1].

Однако известный способ мало пригоден для освоения метаноугольной скважины, поскольку метан находится в продуктивном угольном пласте в сорбированном состоянии, а не в виде свободного газа. Из зарубежного опыта известно, что процесс освоения метаноугольной скважины занимает значительное время (от нескольких месяцев до полутора лет).

Также известен способ освоения метаноугольной скважины, заключающийся в том, что после перфорации продуктивного угольного пласта и проведения дополнительной стимуляции его газоотдачи в эксплуатационную колонну на лифтовой колонне спускают погружной насос, размещают его на расчетной глубине в эксплуатационной колонне, герметизируют устье скважины, а затем осуществляют вызов притока пластового флюида путем постепенного снижения уровня жидкости в затрубном пространстве с помощью погружного насоса [2].

В известном способе при снижении давления столба жидкости в затрубном пространстве скважины до определенного значения начинается развитие процесса десорбции метана в продуктивном угольном пласте. Избыточное давление газа, скапливающегося в затрубном пространстве, стравливают при условии поддержания на устье скважины расчетного противодавления.

К недостаткам известного способа следует отнести низкую эффективность откачки погружным насосом газированной пластовой жидкости (газожидкостной смеси), поступающей в скважину из продуктивного угольного пласта, что значительно увеличивает сроки освоения метаноугольной скважины.

Задача настоящего изобретения заключается в повышении эффективности процесса освоения метаноугольной скважины и сокращении сроков ее выхода на оптимальный режим работы за счет улучшения условий откачки пластовой жидкости с помощью погружного насоса.

Поставленная задача решается в предлагаемом способе освоения метаноугольной скважины за счет того, что погружной насос на лифтовой колонне спускают в ствол скважины, устанавливают в эксплуатационной колонне, перфорированной в интервале продуктивного угольного пласта, герметизируют устье скважины и вызывают приток пластового флюида за счет снижения столба жидкости в затрубном пространстве скважины. Это обеспечивается откачкой жидкости с помощью погружного насоса до уровня, при котором давление столба жидкости в затрубном пространстве скважины должно быть меньше, чем давление начала десорбции метана в продуктивном угольном пласте. Стравливание избыточного давления газа из затрубного пространства скважины осуществляют при одновременном поддержании на устье расчетной величины противодавления на продуктивный пласт. Высоту столба жидкости в затрубном пространстве скважины снижают до уровня, расположенного ниже интервала перфорации эксплуатационной колонны. В дальнейшем уровень жидкости в затрубном пространстве скважины должен поддерживаться на указанной отметке. Одновременно с откачкой жидкости из скважины в затрубное пространство на устье нагнетают газ. Величина суммарного давления газа и столба жидкости в затрубном пространстве скважины должна быть меньше, чем величина давления начала десорбции метана в продуктивном угольном пласте. Нагнетание газа в затрубное пространство скважины прекращают после того, как уровень жидкости в нем будет снижен с помощью погружного насоса до отметки, расположенной ниже интервала перфорации эксплуатационной колонны.

Указанный способ реализуется в условиях метаноугольной скважины следующим образом.

После завершения работ, связанных со вторичным вскрытием (перфорацией) продуктивного угольного пласта и проведением дополнительной стимуляции (например, методом гидроразрыва) его газоотдачи, осуществляют спуск в скважину лифтовой колонны, к нижнему концу которой подвешен погружной насос и прочее подземное оборудование (противоотворотный якорь, скважинный газосепаратор и др.).

Погружной насос размещают в эксплуатационной колонне на 50-100 м ниже интервала ее перфорации, после чего герметизируют устье скважины.

Одновременно с началом осуществления откачки жидкости с помощью погружного насоса в затрубное пространство скважины под избыточным давлением начинают закачивать инертный газ (например, азот, углекислый газ и т.д.).

Кроме того, для этих целей может быть использован газ, добываемый из соседних метаноугольных скважин.

Газ закачивают в затрубное пространство скважины через боковые отводы трубной головки устьевого оборудования (с помощью компрессора, из баллонов и т.п.). При этом необходимо следить за тем, чтобы суммарная величина давления газа и столба жидкости в затрубном пространстве скважины была меньше, чем величина давления начала десорбции метана в продуктивном угольном пласте.

Понижение столба жидкости в затрубном пространстве до уровня, расположенного ниже интервала перфорации эксплуатационной колонны, создает благоприятные условия для естественной дегазации газожидкостной смеси, притекающей из продуктивного угольного пласта в ствол скважины. Вытекающая из перфорационных отверстий газожидкостная смесь растекается тонким слоем по стенкам эксплуатационной колонны, при этом большая часть газа отделяется от жидкости. Газ накапливается в затрубном пространстве скважины, а жидкость стекает в нижнюю часть эксплуатационной колонны, откуда ее откачивают с помощью погружного насоса по лифтовой колонне на поверхность.

На протяжении всего процесса освоения метаноугольной скважины уровень жидкости в затрубном пространстве с помощью погружного насоса должен поддерживаться на отметке, расположенной ниже интервала перфорации эксплуатационной колонны.

Избыточное давление газа в затрубном пространстве стравливается в шлейф, одновременно с этим на устье скважины поддерживают расчетную величину противодавления на продуктивный пласт (с помощью регулируемого дросселя и др.).

Величина создаваемой на продуктивный угольный пласт депрессии в процессе освоения метаноугольной скважины может регулироваться с целью обеспечения наиболее благоприятных условий для десорбции метана из угля и скорейшего достижения оптимальных дебитов газа.

Источники информации

1. Е.М.Соловьев «Заканчивание скважин». М.: Недра, 1979, с.266-272.

2. «A Guide To Coalbed Mehtane Operations», Chapters 6 and 7. Prepared by Gas Research Institute, USA, 1992, c.6-14, 6-15, 7-3, 7-4.