RU2651688C2 - Method of operation of self-extracting gas well - Google Patents

Abstract

FIELD: oil production industry.

SUBSTANCE: invention refers to the oil and gas production industry, in particular to the operation of gas wells at the final stage of development, in the mode of self-pressing. Method of operating a self-extracting gas well, which involves the introduction of a foaming agent on the bottom of the well in the form of solid blocks with a surfactant - SBS, amount of which is due to the sufficiency for foaming the accumulated fluid on the face and bringing it to the surface, the composition of the base of these SBSs being the same, a portion of said SBSs are pre-coated with a gelatin shell, and the casings for the SBSs have different dissolution times. Invention is developed in subclaim.

EFFECT: technical result is an increase in the period between treatments of the surfactant well, an increase in its productivity due to the absence of a negative influence of the liquid column throughout the time between treatments.

1 cl, 1 tbl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки, в режиме самозадавливания, а также скважин, выносящих техногенную жидкость после капитального ремонта.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the operation of gas wells at the final stage of development, in the self-pressuring mode, as well as wells that carry anthropogenic fluid after overhaul.

В настоящее время многие месторождения вступают в завершающую стадию разработки, характеризующуюся снижением пластовой энергии, что в свою очередь ведет к созданию условий для скопления жидкости на забое скважин. Под воздействием все увеличивающегося объема этой жидкости скважины останавливаются, так как энергии пласта и соответственно скорости восходящего потока газа не достаточно для выноса жидкости на поверхность. При достижении определенной высоты столба этой жидкости на забое, газ из пласта не может преодолеть жидкостной барьер и скважина самозадавливается [Кустышев А.В. Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири.- М.: ООО «Газпром экспо», 2010.- 212 с.].Currently, many fields are entering the final stage of development, characterized by a decrease in reservoir energy, which in turn leads to the creation of conditions for the accumulation of fluid at the bottom of the wells. Under the influence of an ever-increasing volume of this fluid, the wells stop, since the formation energy and, accordingly, the velocity of the upward gas flow are not enough to carry the fluid to the surface. Upon reaching a certain column height of this fluid at the bottom, gas from the reservoir cannot overcome the fluid barrier and the well self-pressures [Kustyshev A.V. Complicated repairs of gas wells in the fields of Western Siberia .- M .: OOO Gazprom Expo, 2010.- 212 p.].

В условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД), для обеспечения бесперебойного режима работы скважины необходимо исключить накопление жидкости на забое. При этом скорость газожидкостного потока в лифтовой колонне должна быть не менее 5 м/с. [Теория и практика капитального ремонта газовых скважин в условиях пониженных пластовых давлений / М.Г. Гейхман и др.- М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2009.-208 с.].In conditions of abnormally low reservoir pressures (ANPD), to ensure uninterrupted operation of the well, it is necessary to exclude the accumulation of fluid at the bottom. In this case, the gas-liquid flow velocity in the elevator column should be at least 5 m / s. [Theory and practice of overhaul of gas wells in conditions of low reservoir pressure / MG Geykhman et al., Moscow: IRC Gazprom LLC, 2009.-208 p.].

Так как зачастую в условиях АНПД, при существующем большом диаметре лифтовых труб (до 168 мм) это условие не может быть выполнено, возникает необходимость проведения ГТМ (геолого-технических мероприятий).Since often in the conditions of the ANPD, with the existing large diameter of the elevator pipes (up to 168 mm) this condition cannot be met, it becomes necessary to carry out geological and technical measures (geological and technical measures).

К основным типам ГТМ можно отнести:The main types of geological and technical measures include:

- проведение капитального ремонта скважин (КРС), включающего замену НКТ (насосно-компрессорные трубы) на меньший диаметр;- overhaul of wells (KRS), including the replacement of tubing (tubing) with a smaller diameter;

- периодическая продувка ствола скважин с выпуском газожидкостной смеси в атмосферу;- periodic purging of the wellbore with the release of a gas-liquid mixture into the atmosphere;

- технология плунжерного лифта;- plunger lift technology;

- технология концентрического лифта;- concentric elevator technology;

- циклическая закачка сухого газа в затрубное пространство;- cyclic injection of dry gas into the annulus;

- технология раздельного компремирования установкой на кустах МКУ (модульной компрессорной установки);- technology of separate compression by installation on MKU bushes (modular compressor installation);

- обработка скважин ПАВ (поверхностно-активное вещество).- treatment of surfactant wells (surfactant).

В настоящее время широкое применение из них нашли только периодические продувки, обработки составами ПАВ и проведение КРС. С точки зрения используемого оборудования, техники и материалов продувка ствола скважин является наиболее простым мероприятием. Однако она имеет существенные недостатки: резкое повышение депрессии на пласт, что приводит к разрушению призабойной зоны пласта, безвозвратные потери газа и пластовой энергии, отсутствие продолжительного эффекта, негативное воздействие на окружающую среду.Currently, only periodic blowdowns, treatment with surfactant compositions and cattle are widely used. From the point of view of the equipment, machinery and materials used, wellbore purging is the simplest measure. However, it has significant drawbacks: a sharp increase in depression on the formation, which leads to the destruction of the bottom-hole zone of the formation, irretrievable losses of gas and formation energy, the absence of a lasting effect, and negative impact on the environment.

Проведение КРС, применение технологий плунжерного лифта, концентрического лифта, циклической закачки сухого газа в затрубное пространство, установка МКУ требуют значительных капитальных вложений.Carrying out cattle, using technologies of a plunger elevator, a concentric elevator, cyclic injection of dry gas into the annulus, installation of MCU require significant capital investments.

Наиболее доступным способом удаления скапливающейся на забое жидкости является ввод в скважину ПАВ, переводящих жидкость или газожидкостную смесь в пену, которая выносится с забоя скважины даже при низкой производительности.The most affordable way to remove fluid accumulating at the bottom of the hole is to inject surfactants into the well that transfer the liquid or gas-liquid mixture to the foam, which is removed from the bottom of the well even at low productivity.

Известен способ удаления жидкости из скважины [RU №2317412 С1, МПК Е21В 43/22 (2006.01), опубл. 20.02.2008], включающий введение самогенерирующего пенообразующего состава на забой скважины в виде твердых шашек двух типов различных по составу: основу шашки одного типа составляет нитрит щелочного металла, основу шашки другого типа - сульфаминовая кислота, при этом шашки обоих типов содержат неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ. Эффективность удаления жидкости из скважины предлагаемым способом обусловлена тем, что при взаимодействии шашек двух типов выделяется азот, а в присутствии поверхностно-активных веществ образуется пена с высокой кратностью. Высокократная пена имеет плотность в 5-10 раз меньше плотности любой скважинной жидкости (пластовой воды, газового конденсата или нефти) и, следовательно, ее использование позволяет существенно снизить давление на пласт, что в свою очередь приводит к выбросу облегченной скважинной жидкости пластовым давлением газа или нефти и тем самым эффективно удаляет жидкость из скважины.A known method of removing fluid from a well [RU No. 2317412 C1, IPC EV 43/22 (2006.01), publ. 02/20/2008], including the introduction of a self-generating foaming composition to the bottom of the well in the form of solid blocks of two types of different composition: the base of one type is alkali metal nitrite, the basis of the other type is sulfamic acid, while both types contain non-ionic surfactant substance surfactant. The efficiency of liquid removal from the well by the proposed method is due to the fact that nitrogen is released during the interaction of the two types of checkers, and a foam with high multiplicity is formed in the presence of surfactants. Multiple foam has a density of 5-10 times less than the density of any well fluid (produced water, gas condensate or oil) and, therefore, its use can significantly reduce the pressure on the reservoir, which in turn leads to the release of lightweight well fluid reservoir pressure of gas or oil and thereby effectively removes fluid from the well.

К недостаткам способа можно отнести отсутствие продолжительного эффекта и необходимость постоянно проводить обработки, что сложно осуществить в условиях крупного месторождения с большим добывающим фондом скважин.The disadvantages of the method include the lack of a lasting effect and the need to constantly carry out processing, which is difficult to implement in a large field with a large production fund of wells.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка способа эксплуатации самозадавливающейся газовой скважины, который обеспечивает ее стабильную эксплуатацию с максимальной продуктивностью, не оказывая при этом негативного влияния на оборудование газосборной сети (ГСС) и оборудование систем подготовки газа, а также не требует существенных материально-технических затрат и проведения КРС с глушением.The task to which the claimed technical solution is directed is to develop a method for operating a self-priming gas well, which ensures its stable operation with maximum productivity, without adversely affecting the gas collection network equipment (GSS) and the gas treatment system equipment, and also does not require significant material and technical costs and carrying out cattle with jamming.

Технический результат заключается в увеличении периода между обработками скважины ПАВ, а также увеличении ее продуктивности благодаря отсутствию негативного влияния столба жидкости на протяжении всего времени между обработками.The technical result consists in increasing the period between surfactant well treatments, as well as increasing its productivity due to the absence of a negative influence of the liquid column throughout the entire time between treatments.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что способ эксплуатации самозадавливающейся газовой скважины включает введение пенообразующего состава на забой скважины в виде твердых шашек с поверхностно-активным веществом (ТПАВ), количество которых обусловлено достаточностью для вспенивания скопившейся на забое жидкости и выноса ее на поверхность, особенностью является то, что дополнительно на забой скважины вводят ТПАВ, покрытые оболочкой. При этом оболочки ТПАВ имеют различное время растворения для обеспечения постоянного наличия в скважине необходимой концентрации ПАВ и своевременного удаления жидкости в течение продолжительного времени. В качестве оболочки могут выступать, например, оболочки на желатиновой основе или на основе поливинилового спирта (ПВС), имеющие разное время растворения в скважинной жидкости. Кроме того, оболочки ТПАВ могут иметь различную толщину.The task and technical result are achieved in that the method of operating a self-priming gas well includes the introduction of a foaming composition to the bottom of the well in the form of solid blocks with a surfactant, the amount of which is due to the sufficiency for foaming the accumulated liquid in the bottom of the well and bringing it to the surface, feature is that in addition to the bottom of the well enter TPAA, coated. At the same time, TPAW shells have different dissolution times to ensure the constant presence of the required surfactant concentration in the well and timely liquid removal for a long time. As the shell, for example, gelatin-based or polyvinyl alcohol-based (PVA) -based shells having different dissolution times in the wellbore fluid can be used. In addition, TPAW casings can have various thicknesses.

Преимуществом данного способа является то, что можно использовать ТПАВ, которое специально разработано для конкретных скважинных условий определенного месторождения и гарантированно обеспечивает качественное вспенивание и вынос жидкости с забоя на поверхность. Комбинирование медленнорастворимых и быстрорастворимых ТПАВ, имеющих собственные составы, не гарантирует качественный результат, поэтому целесообразнее использовать специально разработанные составы и заключать их в оболочку. Таким образом, заявляемая совокупность действий и их последовательность позволит обеспечить бесперебойную работу обводняющейся скважины в течение продолжительного времени, а также исключит негативное влияние столба жидкости на ее продуктивность.The advantage of this method is that it is possible to use TPAW, which is specially designed for specific well conditions of a particular field and is guaranteed to provide high-quality foaming and removal of liquid from the bottom to the surface. The combination of slow-dissolving and quick-dissolving TPAS having their own compositions does not guarantee a high-quality result, therefore it is more expedient to use specially developed compositions and enclose them in a shell. Thus, the claimed combination of actions and their sequence will ensure uninterrupted operation of a watering well for a long time, and also eliminate the negative impact of a liquid column on its productivity.

В [Патенте RU 2546651] рассмотрены некоторые водорастворимые оболочки с различными физико-химическими характеристиками, из результатов исследований видно, что составы оболочек имеют разное время растворения в воде. В таблице 1 представлены некоторые образцы оболочек на основе ПВС.In [Patent RU 2546651] some water-soluble shells with different physicochemical characteristics are considered, it can be seen from the research results that the shell compositions have different dissolution times in water. Table 1 presents some samples of shells based on PVA.

Таким образом, необходимое время растворения можно достичь как путем применения различных составов, так и увеличением толщины оболочки, покрывающей стержень.Thus, the required dissolution time can be achieved both by applying various compositions, and by increasing the thickness of the shell covering the core.

Известно [Патент RU 2581427], что в качестве оболочек могут быть использованы материалы из пленкообразующих полимеров, таких как предполимеры на аминовой основе, например мочевина-, меламин-, бензогуанамин- и гликурил-формальдегидные смолы, и предполимеры типа диметилолдигидроксиэтиленмочевины. Такие предполимеры могут быть использованы в качестве смесей с поливиниловым спиртом, поливиниламинами, акрилатами, аминами, полисахаридами, полимочевинами/уретанами, полиаминокислотами и белками. К подходящим полимерам относятся полиэстеры, в том числе биоразлагаемые, полиамиды, полиакрилаты, полиуретаны, полиэфиры, полимочевины, поликарбонаты, природные полимеры, такие как полиангидриды, полифосфазины, полиоксазолины и обработанные ультрафиолетовым светом полиолефины.It is known [Patent RU 2581427] that materials from film-forming polymers, such as amine-based prepolymers, for example urea, melamine, benzoguanamine, and glyceryl formaldehyde resins, and dimethyldihydroxyethylene urea prepolymers are known as shells. Such prepolymers can be used as mixtures with polyvinyl alcohol, polyvinyl amines, acrylates, amines, polysaccharides, polyureas / urethanes, polyamino acids and proteins. Suitable polymers include polyesters, including biodegradable, polyamides, polyacrylates, polyurethanes, polyesters, polyureas, polycarbonates, natural polymers such as polyanhydrides, polyphosphazines, polyoxazolines and UV-treated polyolefins.

Материалом оболочки может быть поли (этилен-малеиновый ангидрид) и полиамин; воски, например карбовоск, поливинилпирролидон и его сополимеры, такие как поливинилпирролидон-этилакриат, поливинилпирролидон-винилакрилат, поливинилпирролидон-метилакрилат, поливинилпирролидон-винилацетат, поливинилацеталь, поливинилбутираль, полисилоксан, полипропиленмалеиновый ангидрид, производные малеинового ангидрида и сополимеры упомянутых выше веществ, например поливинилметиловый эфир/малеиновый ангидрид. Кроме этого, материалом может быть поливиниловый спирт, поливинилиденхлорид, стирол-бутадиеновый латекс, желатин, аравийская камедь, карбоксиметилцеллюлоза, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза, гидроксиэтилцеллюлоза, другие виды модифицированных целлюлоз, например гидроксипропилметилцеллюлоза, альгинаты, например альгинат натрия, хитозан, казеин, пектин, модофицированный крахмал, поливинилметиловый эфир/малеиновый ангидрид, поли (винилпирролидои/диметиоаминоэтилметакрилат), поли (винилпирролидон/метакриламидопропилтриметиламмония хлорид), меламин-формальдегид и мочевина. Также это может быть гидрофобный материал, такой как поливинилиденхлорид, липиды, воски и их комбинации.The shell material may be poly (ethylene maleic anhydride) and polyamine; waxes such as carbowax, polyvinyl pyrrolidone and its copolymers such as polyvinyl pyrrolidone-etilakriat, polyvinylpyrrolidone-vinyl acrylate, polyvinyl pyrrolidone, methyl acrylate, polyvinylpyrrolidone-vinyl acetate, polyvinyl acetal, polyvinyl butyral, polysiloxane, polipropilenmaleinovy anhydride, derivatives of maleic anhydride and copolymers of the above-mentioned substances, for example polyvinyl methyl ether / maleic anhydride. In addition, the material may be polyvinyl alcohol, polyvinylidene chloride, styrene-butadiene latex, gelatin, gum arabic, carboxymethyl cellulose, carboxymethyl hydroxyethyl cellulose, hydroxyethyl cellulose, other types of modified celluloses, e.g. polyvinyl methyl ether / maleic anhydride, poly (vinylpyrrolidoy / dimethioaminoethyl methacrylate), poly (vinylpyrrolidone / methacrylamidopropyltrimethylammo Ia chloride), melamine-formaldehyde and urea. It may also be a hydrophobic material, such as polyvinylidene chloride, lipids, waxes, and combinations thereof.

Стержень ТПАВ может быть покрыт любым подходящим способом, например путем осаждения пленкообразующего вещества из раствора, с применением любого подходящего материала, который не вступает в неблагоприятное взаимодействие и не вступает в химическую реакцию со стержнем ТПАВ, негативно сказываясь на его полезных свойствах.The TPAA rod can be coated by any suitable method, for example, by deposition of a film-forming substance from a solution, using any suitable material that does not enter into an adverse interaction and does not enter into a chemical reaction with the TPAA rod, adversely affecting its useful properties.

Разрушение оболочки, в которой находится ТПАВ, может осуществляться в течение нескольких часов, дней или месяцев, в зависимости от типа материала, из которого она изготовлена, и скважинных условий. Таким образом, стержень ТПАВ может высвободиться в любой требуемый промежуток времени и обеспечить вынос скопившейся на забое жидкости. По результатам расчета и выбора необходимого количества ТПАВ можно будет создать условия работы скважины без скопления жидкости на забое и перекрытия ей интервала перфорации (ИП) и, следовательно, увеличить ее продуктивность.The destruction of the shell in which the TPAW is located can take place within a few hours, days, or months, depending on the type of material from which it is made and the downhole conditions. Thus, the TPAA rod can be released at any desired time interval and ensure the removal of liquid accumulated at the bottom. Based on the results of calculation and selection of the required amount of TPA, it will be possible to create working conditions for the well without accumulating fluid at the bottom and blocking the perforation interval (IP) and, therefore, increasing its productivity.

На фиг. 1 изображена схема устьевого оборудования самозадавливающейся скважины, с установленным лубрикатором для ввода ТПАВ, где цифрами обозначено: буферная 1 и шлейфовая 2 задвижки фонтанной арматуры, стандартный лубрикатор 3 для спуска глубинных манометров, заглушка 4 лубрикатора.In FIG. Figure 1 shows a diagram of the wellhead equipment of a self-filling well, with a lubricator installed for injection of TPAW, where the numbers indicate: buffer 1 and loop 2 valves of fountain valves, standard lubricator 3 for lowering pressure gauges, plug 4 lubricator.

На фиг. 2 изображен стержень 5 ТПАВ в оболочке 6.In FIG. 2 shows the rod 5 TPAV in the shell 6.

Способ осуществляют следующим образом. В качестве примера возьмем самозадавливающуюся сеноманскую газовую скважину, оснащенную по пакерной схеме, имеющую эксплуатационную колонну 219 мм и лифтовую колонну 168 мм. Уровень столба жидкости которой на 30 м выше текущего забоя. В таком случае сумма объемов жидкости в эксплуатационной и лифтовой колоннах будет равна примерно 1 м³. Для выноса скопившейся жидкости потребуется около 10 стержней ТПАВ, специально разработанных для данного месторождения. Эффект от мероприятия продлится примерно неделю, после чего столб жидкости снова достигнет изначального уровня и потребуется повторное проведение обработки. Для того чтобы сократить число геолого-технических мероприятий (ГТМ) и увеличить срок действия пенообразователя, предлагается введение дополнительного количества стержней с нанесенной полимерной оболочкой, например, на основе ПВС или желатина, имеющей различное время растворения в воде или различную толщину. Применение данного способа позволит увеличить промежуток между обработками скважины с одной недели, до, например, месяца. В течение всего промежутка действия ТПАВ будет исключено накопление столба жидкости и обеспечена работа скважины с максимальной продуктивностью, что подтверждает анализ результатов замеров термобарических параметров (ТБП), который показывает, что при отсутствии столба жидкости рост устьевого давления составляет порядка 0,2 МПа.The method is as follows. As an example, let’s take a self-priming Cenomanian gas well equipped according to a packer scheme, having a production string of 219 mm and an elevator string of 168 mm. The liquid column level of which is 30 m above the current face. In this case, the sum of the volumes of liquid in the production and elevator columns will be approximately 1 m ³ . To remove the accumulated liquid, about 10 TPAW rods specially designed for this field will be required. The effect of the event will last about a week, after which the column of liquid will again reach the initial level and repeated treatment will be required. In order to reduce the number of geological and technical measures (geological and technical measures) and increase the duration of the foaming agent, it is proposed to introduce an additional number of rods with a polymer coating, for example, based on PVA or gelatin, which has a different dissolution time in water or a different thickness. The application of this method will increase the interval between well treatments from one week to, for example, a month. Throughout the entire period of TPAA operation, the accumulation of a liquid column will be excluded and the well will work with maximum productivity, which confirms the analysis of the results of measurements of thermobaric parameters (TBP), which shows that in the absence of a liquid column, the wellhead pressure increases by about 0.2 MPa.

Ввод ТПАВ в скважину проводят следующим образом.Enter TPAV in the well as follows.

Закрывают буферную 1 и шлейфовую 2 задвижки ФА (фонтанной арматуры), после чего на буферную задвижку 1 устанавливают стандартный лубрикатор 3 для спуска глубинных манометров. Опрессовку лубрикатора 3 осуществляют под давлением газа из скважины открытием буферной задвижки 1. После чего ее закрывают и стравливают давление из лубрикатора 3 при помощи вентиля (не показано). Отворачивают заглушку 4 лубрикатора 3 и вводят расчетное количество стержней 5 ТПАВ, на часть из которых нанесено специальное покрытие 6. Заглушку 4 наворачивают на лубрикатор 3 и открывают буферную задвижку 1. Буферную задвижку 1 закрывают, отворачивают заглушку 4 и контролируют падение всех стержней 5 ТПАВ на забой скважины.Close buffer 1 and loop 2 gate valves ФА (fountain valves), after which a standard lubricator 3 is installed on the buffer valve 1 for lowering the depth gauges. Pressure testing of the lubricator 3 is carried out under gas pressure from the well by opening the buffer valve 1. Then it is closed and the pressure is released from the lubricator 3 using a valve (not shown). Unscrew the plug 4 of the lubricator 3 and introduce the estimated number of TPAH rods 5, some of which are coated with a special coating 6. The cap 4 is screwed onto the lubricator 3 and the buffer valve 1 is opened. The buffer valve 1 is closed, the cap 4 is turned off and the drop of all TPAU 5 rods is controlled bottom hole.

Таким образом, заявляемое техническое решение обеспечивает бесперебойную работу самозадавливающейся газовой скважины в течение продолжительного времени, а также исключает негативное влияние столба жидкости на ее продуктивность, обеспечивает ее надежную и безопасную эксплуатацию, увеличивая интервал между обработками ПАВ.Thus, the claimed technical solution ensures the uninterrupted operation of a self-priming gas well for a long time, and also eliminates the negative impact of a liquid column on its productivity, ensures its reliable and safe operation, increasing the interval between surfactant treatments.

Claims (2)

1. Способ эксплуатации самозадавливающейся газовой скважины, характеризующийся тем, что включает введение пенообразующего состава на забой скважины в виде твердых шашек с поверхностно-активным веществом - ТПАВ, количество которых обусловлено достаточностью для вспенивания скопившейся на забое жидкости и выноса ее на поверхность, при этом состав основы указанных ТПАВ одинаков, часть указанных ТПАВ предварительно покрывают оболочкой из желатина, причем оболочки для ТПАВ имеют различное время растворения.1. The method of operation of a self-filling gas well, characterized in that it involves the introduction of a foaming composition to the bottom of the well in the form of solid blocks with a surfactant - TPA, the amount of which is due to the sufficiency for foaming the accumulated liquid at the bottom of the well and bringing it to the surface, the composition the basics of these TPAS are the same, part of these TPAS are pre-coated with a gelatin shell, and shells for TPAS have different dissolution times. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что толщина указанных оболочек ТПАВ различна.2. The method according to p. 1, characterized in that the thickness of these shells TPAV different.

Images