RU2729552C1

RU2729552C1 - Method of extracting gas from water-flooded gas bed

Info

Publication number: RU2729552C1
Application number: RU2020104624A
Authority: RU
Inventors: Михаил Васильевич Паначев; Юрий Валентинович Данченко; Максим Олегович Перельман; Евгений Вячеславович Пошвин
Original assignee: Акционерное общество "Новомет-Пермь"
Priority date: 2020-01-31
Filing date: 2020-01-31
Publication date: 2020-08-07

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to oil and gas industry and can be used in production of gas from wells with water-flooded gas formation. Method comprises opening by perforation of absorbing formation located above water-flooded gas formation. Pump unit is enclosed in casing. Tubing string is disconnected into the upper and lower sections. This is done by means of cross clutch, which is made with longitudinal and radial channels. Perforated pipe is placed on the part of the upper section of the tubing string with an annular gap. It is equipped with packers at the ends. Pumping unit is lowered on tubing string to face of water-flooded gas well with simultaneous penetration of perforated pipe into perforation interval of absorbing formation. Packers are activated to provide insulation of absorbing formation. Well is tied with a gas line. Pump unit is started and water is lifted along lower section of tubing string, lengthwise channels in cross coupling, annular gap between part of upper section of tubing string and perforated pipe. At that, water is pumped into absorbing formation. Pump unit is switched off. Gas is extracted from gas stratum released from water through radial channels of cross coupling and upper section of tubing string. Extracted gas is supplied to the gas line.EFFECT: providing fast removal of large volumes of formation water from flooding gas bed with pumping into absorbing formation, increasing production cycle of gas well and reducing costs for construction of new wells.1 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче газа из скважин, осложненных интенсивным притоком воды.The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the production of gas from wells, complicated by an intense inflow of water.

На поздней стадии разработки газовой скважины происходит подъем газоводяного контакта относительно интервала перфораций и перекрытие последнего пластовой водой, в результате чего газовая скважина самозадавливается. Для удаления пластовой воды из газовой скважины применяются различные способы.At a late stage of gas well development, the gas-water contact rises relative to the perforation interval and the latter is overlapped by formation water, as a result of which the gas well is self-restrained. Various methods are used to remove formation water from a gas well.

Известен способ добычи газа из водоносного пласта, включающий спуск погружного насоса на колонне НКТ, спуск на определенную глубину внутренней колонны НКТ, в нижней части которой с наружной стороны коаксиально закреплена дополнительная НКТ с глухим дном, обвязку устья скважины водяной и газовой линиями, включение погружного насоса, подачу пластовой воды в пространство между дополнительной и внутренней колоннами НКТ и непрерывный отбор дегазированной воды по внутренней колонне НКТ, а газа - по кольцевому пространству между внешней и внутренней колоннами НКТ [Пат. №2134773 РФ, Е21В 43/00, 1999].There is a known method of gas production from an aquifer, including lowering a submersible pump on a tubing string, lowering the inner tubing string to a certain depth, in the lower part of which an additional tubing string with a dead bottom is coaxially fixed from the outside, piping the wellhead with water and gas lines, turning on a submersible pump , the supply of formation water into the space between the additional and inner tubing strings and continuous extraction of degassed water through the inner tubing string, and gas - along the annular space between the outer and inner tubing strings [Pat. No. 2134773 RF, E21B 43/00, 1999].

Недостаток способа состоит в низкой скорости возврата в пласт воды, извлекаемой вместе с газом из водоносного пласта, поскольку вверх по межтрубному пространству вода подается с низкой скоростью, не превышающей скорость всплывания пузырьков газа.The disadvantage of this method consists in the low rate of return to the reservoir of water, extracted together with gas from the aquifer, since water is supplied up the annulus at a low rate not exceeding the rate of floating of gas bubbles.

Известен способ подъема неоднородной многофазной продукции из скважины, включающий откачку продукции из пласта в скважину, частичную сепарацию свободного газа от жидкости с последующим поступлением газожидкостной смеси с остаточным газосодержанием в насос и нагнетанием ее в сопло струйного аппарата, откачку струйным аппаратом продукции скважины из затрубного пространства и забоя скважины в насосно-компрессорные трубы, сочетающуюся с перепуском продукции скважины в затрубное пространство ниже продуктивного пласта, причем интервалы периодичности откачки и перепуска выбирают исходя из обеспечения оптимальной скорости восходящего потока в насосно-компрессорных трубах путем контроля изменения величины дебита скважины на устье и регулирования значения подачи насоса [Пат. №2683463 РФ, Е21В 43/00, 2019].There is a method of lifting heterogeneous multiphase products from a well, including pumping out products from the formation into the well, partial separation of free gas from liquid, followed by the flow of a gas-liquid mixture with a residual gas content into the pump and pumping it into the nozzle of the jet apparatus, pumping out the well product from the annular space by the jet apparatus and bottomhole in the tubing, combined with the bypass of the well product into the annulus below the productive formation, and the intervals of the pumping and bypass frequency are selected based on ensuring the optimal upward flow rate in the tubing by controlling the change in the well flow rate at the wellhead and adjusting the value pump feed [Pat. No. 2683463 RF, Е21В 43/00, 2019].

Недостатком способа являются большие потери напора откачиваемой на поверхность жидкости вследствие наличия сужений в обратном клапане, струйном аппарате и колонне НКТ, а также необходимость утилизации поднятой жидкости, что снижает эффективность добычи газа.The disadvantage of this method is the large loss of pressure pumped to the surface of the liquid due to the presence of restrictions in the check valve, jet apparatus and tubing string, as well as the need to utilize the raised liquid, which reduces the efficiency of gas production.

Известен способ эксплуатации обводненной газовой скважины, включающий перфорацию эксплуатационной колонны ниже уровня газоводяного контакта, спуск в скважину дополнительной колонны труб малого диаметра с оборудованием, состоящем из пакера для разобщения пространства эксплуатационной колонны, заполненного газом и заполненного водой, и рабочей камеры, предназначенной для накопления конденсирующейся на забое жидкости, подачу газа высокого давления в колонну труб малого диаметра и продавку газом конденсирующейся на забое и накапливающейся в рабочей камере жидкости в водонасыщенный интервал, расположенный ниже продуктивного интервала, установку на дневной поверхности сепаратора для осушки газа, манометров для контроля устьевого давления основной и малой колонн труб, запорно-регулирующих устройств для регулирования расхода газа по основной и малой колоннам труб, блока управления, осуществляющего контроль и управление процессом [Пат. №2484239 РФ, Е21В 43/00, 2013].A known method of operating a water-cut gas well, including perforating the production string below the level of the gas-water contact, lowering into the well an additional string of small diameter pipes with equipment consisting of a packer for separating the space of the production string, filled with gas and filled with water, and a working chamber designed to accumulate condensable liquid at the bottomhole, high-pressure gas supply to a small-diameter pipe string and gas displacement of liquid condensing at the bottomhole and accumulating in the working chamber into the water-saturated interval located below the pay interval, installation of a separator on the day surface for gas drying, pressure gauges to control the wellhead pressure of the main and small strings of pipes, shut-off and control devices for regulating the gas flow through the main and small strings of pipes, a control unit that monitors and controls the process [Pat. No. 2484239 RF, E21B 43/00, 2013].

Недостатком описанного способа является низкая производительность вытеснения пластовой жидкости в нижележащий поглощающий пласт, которое происходит периодически по мере ее накопления в рабочей камере. Это делает способ непригодным для откачки больших объемов воды из обводняющейся газовой скважины.The disadvantage of the described method is the low productivity of displacement of formation fluid into the underlying absorbing formation, which occurs periodically as it accumulates in the working chamber. This makes the method unsuitable for pumping large volumes of water from a watering gas well.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому и принятым за прототип является способ добычи газа из водоносного пласта, включающий подъем погружным насосом по колонне НКТ пластовой воды до устья скважины, отключение погружного насоса, слив пластовой воды в поглощающий пласт до достижения динамического уровня с созданием в колонне НКТ разрежения и выделением из пластовой воды растворенного газа, последовательный и раздельный отбор газа и дегазированной пластовой воды и повторение циклов [А.с. №1553655 СССР, Е21В 43/00, 1990].The closest in technical essence to the claimed and adopted as a prototype is a method of gas production from an aquifer, which includes lifting a submersible pump along a tubing string of formation water to the wellhead, turning off the submersible pump, draining formation water into an absorbing formation until a dynamic level is achieved with the creation in the string Tubing rarefaction and release of dissolved gas from formation water, sequential and separate gas and degassed formation water and repetition of cycles [A. No. 1553655 USSR, E21B 43/00, 1990].

Недостатком способа является низкая производительность добычи газа при интенсивном притоке воды в газовый пласт. Кроме того, способ не решает проблему использования дегазированной пластовой воды, поднимаемой из скважины в водяную линию, и требуются последующие капитальные мероприятия по ее утилизации, не планируемые способом.The disadvantage of this method is the low productivity of gas production with an intensive inflow of water into the gas reservoir. In addition, the method does not solve the problem of using degassed formation water raised from the well into the water line, and subsequent capital measures are required for its disposal, which are not planned by the method.

Предлагаемое изобретение направлено на повышение эффективности удаления воды из обводняющегося газового пласта с одновременной утилизацией в поглощающий пласт и на последующее восстановление работы газового пласта.The proposed invention is aimed at increasing the efficiency of removing water from a water-bearing gas formation with simultaneous disposal into an absorbing formation and subsequent restoration of the gas formation.

Поставленная задача решается тем, что в способе добычи газа из обводняющегося газового пласта, включающем спуск насосной установки на колонне НКТ на забой заполненной водой газовой скважины, обвязку скважины газовой линией, подъем воды насосной установкой и ее закачку в поглощающий пласт, отключение насосной установки и отбор газа, согласно изобретению, перед спуском производят вскрытие поглощающего пласта выше обводняющегося газового пласта, насосную установку заключают в кожух, колонну НКТ разъединяют на верхний и нижний участки с помощью перекрестной муфты, снабженной продольными каналами, гидравлически сообщающими нижний участок колонны НКТ с поглощающим пластом, и радиальными каналами, соединяющими затрубное пространство выше кожуха с газовой линией, на части верхнего участка колонны НКТ размещают с кольцевым зазором перфорированную трубу, снабженную пакерами на концах, спуск насосной установки на забой заполненной водой газовой скважины синхронизируют с попаданием перфорированной трубы в интервал вскрытия поглощающего пласта, активируют пакеры и изолируют поглощающий пласт, подъем воды осуществляют по нижнему участку колонны НКТ, продольным каналам в перекрестной муфте, кольцевому зазору между частью верхнего участка колонны НКТ и перфорированной трубой, а отбор газа проводят через радиальные каналы перекрестной муфты и верхний участок колонны НКТ, соединенный с газовой линией.The problem is solved by the fact that in the method of gas production from a watering gas reservoir, which includes running a pumping unit on a tubing string to the bottom of a water-filled gas well, connecting the well with a gas line, lifting water with a pumping unit and pumping it into an absorbing formation, shutting down the pumping unit and withdrawing gas, according to the invention, before running, the absorbing formation is opened above the watering gas formation, the pumping unit is enclosed in a casing, the tubing string is disconnected into upper and lower sections using a cross coupling equipped with longitudinal channels that hydraulically communicate the lower section of the tubing string with the absorbing formation, and radial channels connecting the annular space above the casing with the gas line, on a part of the upper section of the tubing string, a perforated pipe equipped with packers at the ends is placed with an annular gap, the pumping unit running down the bottom of a water-filled gas well is synchronized with the penetration of a perforated pipes into the interval of opening up the absorbing formation, activating the packers and isolating the absorbing formation, water is lifted along the lower section of the tubing string, longitudinal channels in the cross coupling, the annular gap between a part of the upper section of the tubing string and the perforated pipe, and gas sampling is carried out through the radial channels of the cross coupling and an upper section of the tubing string connected to the gas line.

Заявляемый способ поясняется фигурами. На фиг. 1 показана газовая скважина с перекрытым пластовой водой интервалом перфораций, в которую спущена насосная установка; на фиг. 2 - та же скважина с освобожденным от пластовой воды интервалом перфораций.The claimed method is illustrated by the figures. FIG. 1 shows a gas well with a perforation interval blocked by formation water, into which a pumping unit is run; in fig. 2 - the same well with a perforation interval freed from formation water.

Предлагаемый способ добычи газа из обводняющегося газового пласта реализуется следующим образом. Газовую скважину 1, находящуюся на поздней стадии разработки, открывают после перекрытия пластовой водой интервала перфораций 2 газового пласта 3 (фиг. 1). Затем в эксплуатационной колонне 4 выше обводняющегося газового пласта 3 пробивают перфорации 5 напротив поглощающего пласта 6, глубина залегания которого в газовой скважине 1 установлена заранее в результате геофизических исследований. На колонне НКТ на забой заполненной водой газовой скважины 1 спускают насосную установку 7, заключенную в кожух 8. Колонна НКТ состоит из нижнего участка 9 от насосной установки 7 до перекрестной муфты 10 и верхнего участка 11 от перекрестной муфты 10 до газовой линии 12, при этом участки 9 и 11 гидравлически не сообщаются между собой. В перекрестной муфте 10 выполнены продольные каналы 13 и радиальные каналы 14. Выше насосной установки 7 в нижний участок 9 колонны НКТ встраивают обратный клапан 15. На части верхнего участка 11 колонны НКТ выше перекрестной муфты 10 размещают с кольцевым зазором 16 трубу 17 с перфорациями 18. На свободных от перфораций 18 концах перфорированной трубы 17 установлены пакеры 19. Продольные каналы 13 гидравлически сообщают нижний участок 9 колонны НКТ, протянутый от выкида насосной установки 7, с кольцевым зазором 16, образованным между верхним участком 11 колонны НКТ и перфорированной трубой 17. Радиальные каналы 14 сообщают затрубное пространство 20 под пакером 19 с верхним участком 11 колонны НКТ. Спуск насосной установки 7 на забой заполненной водой газовой скважины 1 координируют с попаданием перфорированной трубы 17 в интервал перфораций 5 поглощающего пласта 6. По завершению спуска насосная установка 7 погружается в пластовую жидкость, заполняющую забой газовой скважины 3, при этом пакеры 19 располагаются на границах поглощающего пласта 6. С применением известных технологий выполняют активирование пакеров 19, которые изолируют поглощающий пласт 6 от остальной части газовой скважины 1. Затем осуществляют монтаж устьевого оборудования, гидравлически сообщающего верхний участок 11 колонны НКТ с находящейся на поверхности газовой линией 12. После пускают в работу насосную установку 7, настраивая ее производительность под приемистость поглощающего пласта 6 с помощью находящейся на поверхности станции управления (не показана). Пластовая вода с забоя газовой скважины 1 и из обводняющегося газового пласта 3 проходит под кожухом 8 в приемные отверстия 21 насосной установки 7. Пройдя через насосную установку 7 и приобретя необходимый напор, пластовая вода поднимается вверх по нижнему участку 9 колонны НКТ, проходит через обратный клапан 15, продольные каналы 13 в перекрестной муфте 10 и оказывается в кольцевом зазоре 16 между верхним участком 11 колонны НКТ и перфорированной трубой 17. Через перфорации 18 в трубе 17 пластовая вода попадает в верхнее затрубное пространство 22, ограниченное сверху и снизу пакерами 19, и нагнетается в поглощающий пласт 6. По мере извлечения из скважины уровень пластовой воды падает ниже приемных отверстий 21 насосной установки 7 и происходит отключение последней. Синхронно с этим газо-водяной контакт опускается ниже интервала перфораций 2 эксплуатационной колонны 4, и забой газовой скважины 1 освобождается от воды (фиг. 2). В результате газ под давлением выходит из газового пласта 3 в нижнее межтрубное пространство 20, попадает затем через радиальные отверстия 14 перекрестной муфты 10 в верхний участок 11 колонны НКТ и поднимается по нему в газовую линию 12. Из этого следует, что обводняющийся газовый пласт опять стал функционировать в режиме добычи газа.The proposed method for gas production from a watering gas reservoir is implemented as follows. The gas well 1, which is at a late stage of development, is opened after the formation water overlaps the perforation interval 2 of the gas reservoir 3 (Fig. 1). Then, perforations 5 are punched in the production casing 4 above the watered gas formation 3 opposite the absorbing formation 6, the depth of which in the gas well 1 is set in advance as a result of geophysical studies. On the tubing string to the bottom of a water-filled gas well 1, a pumping unit 7, enclosed in a casing 8, is lowered. The tubing string consists of a lower section 9 from the pumping unit 7 to a cross coupling 10 and an upper section 11 from a cross coupling 10 to a gas line 12, while sections 9 and 11 are not hydraulically communicated with each other. In the cross coupling 10 there are longitudinal channels 13 and radial channels 14. Above the pumping unit 7, a check valve 15 is built into the lower section 9 of the tubing string. On the part of the upper section 11 of the tubing string above the cross coupling 10, pipe 17 with perforations 18 is placed with an annular gap 16. Packers 19 are installed at the ends of the perforated pipe 17 free from perforations 18. Longitudinal channels 13 hydraulically communicate the lower section 9 of the tubing string extending from the discharge of the pumping unit 7 with an annular gap 16 formed between the upper section 11 of the tubing string and the perforated pipe 17. Radial channels 14 communicate the annular space 20 under the packer 19 with the upper section 11 of the tubing string. The descent of the pumping unit 7 to the bottom of the water-filled gas well 1 is coordinated with the penetration of the perforated pipe 17 into the perforation interval 5 of the absorbing formation 6. Upon completion of the descent, the pumping unit 7 is immersed in the formation fluid filling the bottom of the gas well 3, while the packers 19 are located at the boundaries of the absorbing formation 6. Using known technologies, the packers 19 are activated, which isolate the absorbing formation 6 from the rest of the gas well 1. Then, the wellhead equipment is installed, hydraulically communicating the upper section 11 of the tubing string with the gas line 12 on the surface. After that, the pumping station is put into operation. installation 7, adjusting its performance for the injectivity of the absorbing formation 6 using a control station located on the surface (not shown). Produced water from the bottom of the gas well 1 and from the watering gas reservoir 3 passes under the casing 8 into the inlet holes 21 of the pumping unit 7. Having passed through the pumping unit 7 and having acquired the necessary pressure, the produced water rises up the lower section 9 of the tubing string, passes through the check valve 15, the longitudinal channels 13 in the cross coupling 10 and appears in the annular gap 16 between the upper section 11 of the tubing string and the perforated pipe 17. Through the perforations 18 in the pipe 17, formation water enters the upper annular space 22, bounded above and below by packers 19, and is injected into the absorbing formation 6. As it is removed from the well, the level of formation water falls below the inlet holes 21 of the pumping unit 7 and the latter is turned off. Simultaneously with this, the gas-water contact drops below the interval of perforations 2 of the production string 4, and the bottom of the gas well 1 is freed from water (Fig. 2). As a result, the gas under pressure leaves the gas reservoir 3 into the lower annular space 20, then enters through the radial holes 14 of the cross coupling 10 into the upper section 11 of the tubing string and rises along it into the gas line 12. It follows from this that the watering gas reservoir has again become operate in gas production mode.

Способ обеспечивает быстрое удаление больших объемов пластовой воды из обводняющегося газового пласта и ее утилизацию без подъема на поверхность в поглощающий пласт, который находится выше газового пласта в этой же скважине. Благодаря этому исключается ликвидация газовой скважины после обводнения и тем самым увеличивается ее производственный цикл, что сокращает затраты на строительство новых газовых скважин.The method provides for the rapid removal of large volumes of formation water from a flooded gas formation and its utilization without lifting to the surface into the absorption formation, which is located above the gas formation in the same well. This eliminates the abandonment of a gas well after flooding and thereby increases its production cycle, which reduces the cost of building new gas wells.

Claims

A method of gas production from a watering gas reservoir, including lowering a pumping unit on a tubing string - tubing to the bottom of a water-filled gas well, connecting the well with a gas line, lifting water with a pumping unit and pumping it into an absorbing formation, shutting down the pumping unit and withdrawing gas, characterized in that before running, the absorbing formation is opened above the watering gas formation, the pumping unit is enclosed in a casing, the tubing string is separated into upper and lower sections using a cross coupling equipped with longitudinal channels that hydraulically communicate the lower section of the tubing string with the absorbing formation, and radial channels connecting the annular space above the casing with the gas line, on a part of the upper section of the tubing string, a perforated pipe equipped with packers at the ends is placed with an annular gap, the pumping unit running to the bottom of a water-filled gas well is synchronized with the penetration of the perforated pipe into the int the interval of opening the absorbing formation, activating the packers and isolating the absorbing formation, the water is lifted along the lower section of the tubing string, the longitudinal channels in the cross coupling, the annular gap between the part of the upper section of the tubing string and the perforated pipe, and gas extraction is carried out through the radial channels of the cross coupling and the upper section of the tubing string connected to the gas line.