RU2687663C1 - Способ эксплуатации газовой скважины - Google Patents
Способ эксплуатации газовой скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2687663C1 RU2687663C1 RU2018102511A RU2018102511A RU2687663C1 RU 2687663 C1 RU2687663 C1 RU 2687663C1 RU 2018102511 A RU2018102511 A RU 2018102511A RU 2018102511 A RU2018102511 A RU 2018102511A RU 2687663 C1 RU2687663 C1 RU 2687663C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- packer
- inhibitor
- well
- hydrate formation
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 18
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 36
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 34
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 45
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 10
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 6
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 abstract description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 2
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000000887 hydrating effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 abstract 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 abstract 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 abstract 1
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 8
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 8
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области добычи природного газа и может быть использовано при разработке газовых месторождений, в призабойной зоне скважин которых может происходить гидратообразование. При сооружении газовой скважины, в призабойной зоне которой возможно гидратообразование, производят перфорацию ее обсадной колонны в интервале залегания продуктивной газовой залежи, спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером и ингибиторным клапаном, приводят пакер в рабочее состояние с изоляцией затрубного пространства от трубного и подают ингибитор гидратообразования по затрубному пространству через ингибиторный клапан в колонну насосно-компрессорных труб в процессе эксплуатации скважины. Пакер на колонне насосно-компрессорных труб устанавливают ниже кровли продуктивной газовой залежи. Ингибитор гидратообразования дополнительно подают в газовую залежь через перфорационные отверстия выше пакера. Предотвращается гидратообразование в призабойной зоне газовых скважин и обеспечивается их стабильная работа. 1 ил.
Description
Изобретение относится к области добычи природного газа и может быть использовано при разработке газовых месторождений, в призабойной зоне скважин которых может происходить гидратообразование.
Известен способ эксплуатации газовых скважин, заключающийся в том, что для предотвращения гидратообразования в призабойной зоне в скважину после ее остановки закачивают ингибитор гидратообразования и продавливают его в пласт. Недостатком этого способа является потребность периодической остановки скважины для закачки ингибитора гидратообразования, поскольку ингибитор в призабойной зоне смешивается с кондесационной водой и выносится на поверхность совместно с продукцией скважины в процессе ее эксплуатации, поэтому возникает потребность для повторных закачек ингибитора гидратообразования в призабойной зоне скважин (Истомин В.А., Квон В.Г. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004, С. 354-357).
Известен также способ эксплуатации газовых скважин с гидратным режимом в призабойной зоне, заключающийся в периодическом прогреве призабойной зоны высокочастотным эектромагнитным нагревателем, которым оборудуют забой скважины, при этом нагреватель включают при полном прекращении притока газа из-за гидратообразования в призабойной зоне, а выключают при достижении лавинообразного выноса гидратных частиц потоком газа (Авторское свидетельство СССР №1726736, кл. Е21В 43/24, 1994).
Недостатком данного способа является необходимость электрификации скважин, сложность процесса слежения за структурой потока продукции скважин, нестабильный режим их работы.
Наиболее близким к описываемому способу является способ эксплуатации газовой скважины, при реализации которого для предотвращения процесса гидратообразования в скважине на ее забой подают ингибитор гидратообразования, при этом при использовании в конструкции скважины пакера для изоляции трубного пространства колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) от затрубного низ колонны НКТ оборудуют ингибиторным клапаном, через который закачиваемый ингибитор в затрубное пространство попадает на забое скважины в трубное пространство (Дегтярев Б.В. и др. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в районах Севера. - М.: Недра, 1970, С. 52-85).
Основным недостатком известного способа является невозможность ликвидации процесса гидратообразования в призабойной зоне скважины.
Технической задачей предлагаемого изобретения является предотвращение гидратообразования в призабойной зоне газовых скважин и обеспечение за счет этого их стабильной работы.
Поставленная техническая задача решается за счет того, что в способе эксплуатации газовой скважины, включающем перфорацию ее обсадной колонны в интервале залегания продуктивной газовой залежи, спуск колонны насосно-компрессорных труб с пакером и ингибиторным клапаном, приведение пакера в рабочее состояние с изоляцией затрубного пространства от трубного и подачу ингибитора гидратообразования по затрубному пространству через ингибиторный клапан в колонну насосно-компрессорных труб в процессе эксплуатации скважины, при разработке газовых залежей с возможностью гидратообразования в призабойной зоне скважин пакер на колонне насосно-компрессорных труб устанавливают ниже кровли продуктивной газовой залежи, а ингибитор гидратообразования дополнительно подают в газовую залежь через перфорационные отверстия выше пакера.
На чертеже представлена схема реализации способа эксплуатации газовой скважины: 1 - газовая залежь, 2 - обсадная колонна, 3 - колонна насосно-компрессорных труб, 4 - циркуляционный клапан, 5 - пакер, 6 - отверстия фильтра в обсадной колонне, 7 - линии тока пластового флюида (газа) в призабойной зоне газовой скважины, 8 - движение продукции скважины по колонне насосно-компрессорных труб, 9 - линии тока ингибитора гидратообразования в затрубное пространство, в циркуляционный клапан и газовую залежь выше пакера.
Сущность изобретения заключается в следующем.
При освоении низкотемпературных газовых залежей возникла проблема обеспечения стабильной добычи природного газа из-за возможного гидратообразования в призабойной зоне эксплуатационных скважин. Ранее была решена проблема возможного гидратообразования в стволе эксплуатационных скважин путем подачи ингибиторов гидратообразования в колонну НКТ через затрубное пространство скважин. В нашем случае, для предотвращения гидратообразования в призабойной зоне скважин, предлагается подавать ингибитор гидратообразования не только в ствол скважины, но и в призабойную зону. Для этого после проводки скважины со вскрытием газовой залежи 1, оборудования ее обсадной колонной 2 и перфорирования в интервале залегания газовой залежи 6 в скважину спускают колонну НКТ 3, оборудованную циркуляционным клапаном 4 и пакером 5, с расположением последнего ниже кровли газовой залежи 1. Скважину осваивают, пакер приводят в рабочее состоянием.
В процессе эксплуатации скважины для предотвращения процесса гидратообразования в призабойной зоне и стволе скважины в затрубное пространство скважины подают ингибитор гидратообразования 9, который через циркуляционный клапан 4 попадает в колонну НКТ 3, а через перфорационные отверстия фильтра выше пакера 5 - в призабойную зону газовой залежи 1. В призабойной зоне ингибитор гидратообразования смешивается с конденсационной водой, выпадающей из пластового газа, в результате чего не происходит образование и накопление гидратов, а также в результате этого не снижается продуктивность скважины. Конденсационная влага в смеси с ингибитором гидратообразования подхватывается потоком пластового газа, выносится на забой и далее по колонне НКТ - на поверхность.
Как показывают исследования, выпадение конденсационной влаги (за счет изменения термобарических параметров потока газа) происходит в непосредственной близости от забоя скважины (на расстоянии до 0,5 м), поэтому закачиваемый ингибитор вполне может достичь такого расстояния и исключить гидратообразование в призабойной зоне.
При таком способе эксплуатации газовой скважины циркуляционный клапан для подачи ингибитора гидратообразования в НКТ может быть исключен, поскольку при установившемся режиме работы скважины достаточно подачи расчетного объема ингибитора гидратообразования в призабойную зону, связывающего влагу, выпадающую в призабойной зоне скважины и в стволе НКТ. Подача (закачка) ингибитора в затрубное пространство может быть организована, например, с помощью широко используемых дозировочных насосов.
Пример реализации способа.
Имеется газовая залежь с пластовым давлением 13,2 МПа, пластовой температурой 9°C. Испытание разведочных скважин показало, что эксплуатационные скважины могут работать с дебитом 300 тыс. м3/сут при забойном давлении 12,2 МПа и устьевом давлении 10 МПа, при этом устьевая температура составляет - 5°C. Как показывают расчеты, равновесная температура гидратообразования в пластовых условиях составляет 21°C, а на устье скважины - 20°C, что говорит о том, что эксплуатация скважин такой газовой залежи возможна только с использованием способов борьбы с гидратообразованием в призабойной зоне и стволе скважины.
Толщина газовой залежи составляет 12 м. После сооружения скважины спускаем колонну НКТ с циркуляционным клапаном и пакером с расчетом установки его на расстоянии 2 м от кровли газовой залежи. После освоения скважины приводим пакер в рабочее состояние.
Определяем объем конденсационной влаги, выпадающей в призабойной зоне и стволе скважины по изменению удельного влагосодержания газа. Для термобарических условий пласта удельное влагосодержание газа составляет 0,115 г/м3, а на устье скважины - 0,08 г/м3. Значит при дебите 300 тыс. м3/сут. будет выпадать ((0,115-0,08)×300000) 10500 г или 10,5 кг конденсационной влаги за сутки. По известным количеству конденсационной влаги (10,5 кг) и разности равновесной температуре гиратообразования и минимальной температуре потока газа (25°C) определяем количество ингибитора гидратообразования (например, этиленгликоля), подаваемого в затрубное пространство:
Qн=QвC2/(C1-C2),
где Qн - количество ингибитора, кг; Qв - количество конденсационной влаги, кг; C1, С2 - концентрация вводимого (подаваемого) и выводимого ингибитора, %.
Концентрация ингибитора С2 определяется по необходимому понижению температуры гидратообразования, в нашем примере - это разность температуры потока газа и равновесной температуры гидратообразования на устье - 25°C. Для такой температуры понижения температуры гидратообразования при использовании в качестве ингибитора этиленгликоля С2 сотавляет 52% (Макогон Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование. - М: Недра, 1985, с. 110-112). При 100%-ной начальной концентрации этиленгликоля потребный объем ингибитора составляет (10,5⋅52/(100-52))11,4 кг.
При использовании описываемого способа эксплуатации газовой скважины в условиях возможного гидратообразования в призабойной зоне нет потребности в подаче электроэнергии к скважине для использования забойных нагревателей, нет потребности в остановке скважины при использовании периодических закачек ингибитора в призабойную зону, имеется возможность обеспечения стабильной работы газовой скважины как на стадии освоения скважины или ее пробной эксплуатации, так и на стадии промышленной эксплуатации.
Claims (1)
- Способ эксплуатации газовой скважины, включающий перфорацию ее обсадной колонны в интервале залегания продуктивной газовой залежи, спуск колонны насосно-компрессорных труб с пакером и ингибиторным клапаном, приведение пакера в рабочее состояние с изоляцией затрубного пространства от трубного и подачу ингибитора гидратообразования по затрубному пространству через ингибиторный клапан в колонну насосно-компрессорных труб в процессе эксплуатации скважины, при этом при разработке газовых залежей с возможностью гидратообразования в призабойной зоне скважины пакер на колонне насосно-компрессорных труб устанавливают ниже кровли продуктивной газовой залежи, а ингибитор гидратообразования дополнительно подают в газовую залежь через перфорационные отверстия выше пакера.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018102511A RU2687663C1 (ru) | 2018-01-23 | 2018-01-23 | Способ эксплуатации газовой скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018102511A RU2687663C1 (ru) | 2018-01-23 | 2018-01-23 | Способ эксплуатации газовой скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2687663C1 true RU2687663C1 (ru) | 2019-05-15 |
Family
ID=66578697
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018102511A RU2687663C1 (ru) | 2018-01-23 | 2018-01-23 | Способ эксплуатации газовой скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2687663C1 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU827753A1 (ru) * | 1979-06-25 | 1981-05-07 | Сибирский Научно-Исследовательский Инсти-Тут Нефтяной Промышленности | Способ предотвращени отложени гидра-TOB B гАзОВыХ СКВАжиНАХ |
| SU1105617A1 (ru) * | 1971-10-15 | 1984-07-30 | Саратовский филиал Специального конструкторского бюро Всесоюзного научно-производственного объединения "Союзгазавтоматика" | Устройство дл ввода ингибитора в скважину |
| SU1339235A1 (ru) * | 1986-04-17 | 1987-09-23 | Ю.Ф.Макогон и И.Ю.Харив | Антигидратный ингибитор |
| RU2193647C2 (ru) * | 2000-12-28 | 2002-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-инженерный центр НК "ЛУКОЙЛ" | Способ предупреждения образования гидратов в скважинах (варианты) |
| UA103554C2 (ru) * | 2012-04-06 | 2013-10-25 | Юрий Сергеевич Борисов | Способ эксплуатации газоконденсатной или нефтяной скважины |
| US20170260883A1 (en) * | 2016-03-14 | 2017-09-14 | ECO Holding 1 GmbH | Hydraulic valve for a cam phaser |
-
2018
- 2018-01-23 RU RU2018102511A patent/RU2687663C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1105617A1 (ru) * | 1971-10-15 | 1984-07-30 | Саратовский филиал Специального конструкторского бюро Всесоюзного научно-производственного объединения "Союзгазавтоматика" | Устройство дл ввода ингибитора в скважину |
| SU827753A1 (ru) * | 1979-06-25 | 1981-05-07 | Сибирский Научно-Исследовательский Инсти-Тут Нефтяной Промышленности | Способ предотвращени отложени гидра-TOB B гАзОВыХ СКВАжиНАХ |
| SU1339235A1 (ru) * | 1986-04-17 | 1987-09-23 | Ю.Ф.Макогон и И.Ю.Харив | Антигидратный ингибитор |
| RU2193647C2 (ru) * | 2000-12-28 | 2002-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-инженерный центр НК "ЛУКОЙЛ" | Способ предупреждения образования гидратов в скважинах (варианты) |
| UA103554C2 (ru) * | 2012-04-06 | 2013-10-25 | Юрий Сергеевич Борисов | Способ эксплуатации газоконденсатной или нефтяной скважины |
| US20170260883A1 (en) * | 2016-03-14 | 2017-09-14 | ECO Holding 1 GmbH | Hydraulic valve for a cam phaser |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8950491B2 (en) | Downhole assembly for treating wellbore components, and method for treating a wellbore | |
| US10378328B2 (en) | Systems and apparatuses for separating wellbore fluids and solids during production | |
| CA2921464C (en) | Well operations | |
| US10597993B2 (en) | Artificial lift system | |
| RU2687663C1 (ru) | Способ эксплуатации газовой скважины | |
| US9097093B1 (en) | Downhole chemical treatment assembly for use in a downhole wellbore | |
| US20150330158A1 (en) | Apparatuses, systems, and methods for injecting fluids into a subterranean formation | |
| US10760411B2 (en) | Passive wellbore monitoring with tracers | |
| Tassone et al. | Hydraulic Fracturing Challenges and Solutions for the Development of a Low Permeability Oil Reservoir–Case History from Offshore West Africa | |
| RU2425961C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| RU2535546C1 (ru) | Устройство для предотвращения солеотложений в скважине | |
| CA2847341A1 (en) | Artificial lift system | |
| CA2797526C (en) | Downhole apparatus for treating wellbore components, and method for treating a wellbore | |
| RU2724727C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины | |
| RU2320856C1 (ru) | Способ эксплуатации нагнетательной скважины | |
| RU2755114C1 (ru) | Способ разработки слоистой нефтяной залежи | |
| RU2783030C1 (ru) | Способ термохимической обработки нефтяного пласта | |
| RU2725406C1 (ru) | Способ разработки залежи битуминозной нефти тепловыми методами | |
| Chen et al. | Research on Downhole Blocking and Acidizing Technology for Low Pressure Oil and Gas Wells in Old Oil and Gas Fields | |
| RU2422619C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| Adiraju | Artificial Lift Applications to Unconventional Reservoirs | |
| RU2525244C1 (ru) | Способ уменьшения обводненности продукции нефтедобывающей скважины | |
| RU2501976C1 (ru) | Устройство для подъема продукции при тепловом воздействии на пласт | |
| Baranov et al. | Aspects of Development of Oilfields with Hard-to-recover Reserves on Closing Field Development Stage | |
| Sharma et al. | Coiled-Tubing-Assisted Hydraulic Fracturing of CBM Wells in India Using CT-Deployed Hydrajet Perforation Technology |