РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ДЛЯ БОРЬБЫ С ОБВОДНЕНИЕМ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИИ Х

АННОТАЦИЯ

В статье рассмотрены рекомендуемые технологические методы для борьбы с обводнением скважин на месторождении Х.

Ключевые слова: обводнение скважины, мобильная компрессорная установка, поверхностно-активные вещества, насосно-компрессорные трубы.

Введение

Газовая промышленность России занимает ведущую роль в топливно-эконмическом комплексе. Основная добыча газа осуществляется на уникальных и крупных месторождениях. Крупнейшие газовые месторождения были открыты в 70-90 гг. прошлого века, на данный момент большинство из них находится на завершающей стадии разработки, для которой характерно низкое пластовое давление, низкий дебит, добывающий скважин, обводенность добывающей продукции, вследствие которой возможно образование газогидратных пробок, особенно на месторождениях Крайнего Севера.

Содержание воды не только значительно снижет производительность добывающих скважин, но и негативно влияет на внутрипромысловую транспортировку газа. На стадии падающей добычи пластовая, конденсационная и техническая вода скапливается на забое скважины, до полной её остановки – самозадавливании.

Рекомендуемые технологические методы для борьбы с обводнением скважин на месторождении Х

Учитывая сложные климатические условия на месторождении, а также по итогу опытно-промышленной эксплуатации на одном из кустов месторождения Х применение МКУ считается оптимальным технологическим решением для решения проблемы обводнения фонда скважин. В результате применения МКУ увеличивается продолжительность разработки объектов и увеличивается коэффициент извлечения газа за счет вовлечения в добычу низконапорного газа. Также учитывая возможность вторичного применения МКУ, экономическая эффективность технологии возрастает многократно.

По итогам анализа фонда скважин были выделены кусты, к которым рекомендуется внедрение МКУ. На данных кустах за период 2015-2018 гг. отмечается низкая скорость газа в лифтовой колонне. Расчетные данные по скважинам этих кустов представлены в таблице 1.

Таблица 1.

Расчетные данные по скоростям на башмаке НКТ на скважинах кустов без внедрения на них МКУ

Реконструкция скважин заменой лифтовой колонны на НКТ меньшего диаметра.

Распространенной технологией реконструкции скважин является замена лифтовой колонный трубы меньшего диаметра, чаще всего замена НКТ диаметра 168 мм на 114 мм, за счет уменьшения диаметра ЛК увеличится продолжительность разработки объектов, т.к. увеличится эксплуатационный период ввиду увеличения скорости газа на забоев скважин.

Принимая во внимание внедрение технологии МКУ на некоторых газовых кустах, анализируем полученный результаты:

1. за рассматриваемый период 2016-2019 гг. наблюдается большое число скважин, работающих при скоростях ниже критической (скорости выноса жидкости);
2. после ввода МКУ наблюдается стабильная работа скважин (скорость газа в ЛК выше критической);
3. исключаем из списка скважины на которых была введена технология МКУ;
4. исключаем из списка скважины, на которых ЛК спущена до нижних перфорационных отверстий (на данных скважинах возможно применение технологии ПАВ или продувок в атмосферу при снижении скоростей);

В связи с вышеуказанным, сформирован окончательный перечень скважин, рекомендуемых для замены НКТ в период до 2050 г., представленный в таблице 2.

Таблица 2.

Перечень скважин-кандидатов под замену НКТ на меньший диаметр с учетом ввода МКУ в период до 2050 г.

Обработка забоя скважин твердыми и жидкими ПАВ.

Во время опытно-промышленной эксплуатации в 2015 году на одном из кустов была испытана технология жидких ПАВ, на скважинах 905,845,815,207 (на данных скважинах наблюдалась скорость газа ниже критической). Дозировка поверхностно активных веществ подбиралась, чтобы происходило вспенивание воды, но условием распада пены до попадания смеси в ГСС.

На рисунках 1 – 2 представлены результаты испытания технологии жидких ПАВ

Рисунок 1. Результат испытания ПАВ в 905 скважине

Рисунок 2. Результат испытания ПАВ в 845 скважине

Рисунок 3. Результат испытания ПАВ в 815 скважине

Рисунок 4. Результат испытания ПАВ в 207 скважине

Как видно из рисунков дополнительная добыча газа для скважин составила 7658 тыс. м³, ожидаемый прирост добычи газа за год составит 12 млн. м³, прирост дебит составит в среднем 14,3 тыс. м³/сут. За счет постоянного мониторинга за процессом добычи, возможно использование периодической дозированной подачи ПАВ, в результате которой увеличится добыча на 17,8 тыс. м³/сут.

По результатам ГДИ наблюдается улучшение продуктивности всех скважин.

Механизированная откачка жидкости с забоя.

Широко распространение в мире получила технология откачки жидкости погружными насосами. Для решения проблемы самозадавливания скважин на исследуемом месторождении рекомендуется применении механизированной ликвидации жидкости с забоя скважин:

• использование погружных насосов, центробежных газосепараторы «ГС-2000» с цилиндрическим вертикальным фланцем с диапазоном рабочего давления от 0,55МПа до 6,5 МПа – две скважины.
• технология «Smart-Ambar-GoldenAlex» производства компании Smart-Ambar (США) – четыре скважины;

Внедрение такой схемы позволит:

• стабилизировать добывающего фонда скважин, за счет уменьшения влияния процессов кольматации оклоскважинного пространства;
• уменьшить коррозийный износ оборудования (увеличить межремонтный период работы скважин);
• увеличить скорость монтажа-демонтажа установок и снизить время и затраты на проведение спускоподъёмных операций;

В перспективе данная технология будет позволять:

• более дешевую добычу газа в сложившихся условиях.
• перевод скважин из бездействующего фонда в добывающий.
• повышения накопленных отборов газа, а, следовательно, и коэффициентов извлечения.

Список литературы:

1. Саранча А. В., Левитина Е. Е., Есиков С. Н. Применение различных технологий эксплуатации самопроизвольно останавливающихся газовых скважин на месторождениях крайнего севера //Наука. Инновации. Технологии. – 2019. – №. 3.
2. Мулявин С.Ф. Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений. Уч. пособие. Тюмень. ТюмГНГУ. 2011. 220
3. Ли Дж., Ваттенбаргер Р.А. Инжиниринг газовых резервуаров. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2014. – 944 с.
4. Рагимов Т. Т. Технологии эксплуатации самозадавливающихся скважин уренгойского месторождения //Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2019. – №. 5-6.
5. Дейк Л.П. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений / Перевод с английского. – М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2009 – 570 с.