Ключевые слова: самозадавливание, обводнение, накопление жидкости, методика выбора оптимальных технологий.
Разработка газовых и газоконденсатных залежей сопровождается рядом характерных особенностей, осложняющих добычу и эксплуатацию промысла. По мере выработки залежей происходит снижение давления в газонасыщенной части, подъем газоводяного контакта, увеличение доли пластовой и конденсационной жидкости в продукции, что приводит к таким последствиям, как:
- накопление жидкости в стволах, на забоях скважин (при формировании нестабильных режимов течения газожидкостного потока) и их выбытие по причине самозадавливания;
- разрушение коллектора и рост содержания механических примесей в продукции (при превышении допустимых депрессий, определяемых по результатам геомеханического моделирования);
- рост потерь давления и повышение риска образования гидратных и ледяных пробок в газосборной сети;
- риск превышения пропускных способностей по жидкости сепараторов на УКПГ.
Данные осложнения возникают на большинстве газовых и газоконденсатных месторождений; основные проблемы при эксплуатации скважин и объектов наземной инфраструктуры связаны в первую очередь с ростом объемов добываемой пластовой воды, но при определенных условиях происходит самозадавливание скважин и конденсационной водой или газовым конденсатом [3, 5].
Сегодня при сопровождении процесса добычи газа и газового конденсата на месторождениях ПАО «НК «Роснефть» проводится комплексное научное и инженерное обоснование регулирования режимов работы скважин, внедрения специальных технологий. Это позволяет снизить влияние ранее упомянутых негативных факторов, обеспечить стабильную и безопасную эксплуатацию обводняющихся скважин и объектов наземной инфраструктуры, осуществлять поддержание запланированных уровней добычи, максимизировать коэффициент извлечения газа и коэффициент извлечения конденсата.
Проблема эксплуатации обводняющихся скважин является особенно актуальной для одного из активов компании, на нескольких месторождениях которого 14 скважин в июле 2024 года работали в режиме накопления жидкости (рис. 1).
Минимально необходимый дебит газа, определенный с помощью модифицированного критерия Фруда, учитывает термобарические условия, объемное содержание жидкости, состав и свойства газа и жидкости, конструкцию скважин и диаметр лифта. Применение данного критерия при прогнозировании момента накопления пластовой воды и последующего выбытия скважин актива показало высокий уровень сходимости (относительно других методик) с фактическими данными. Для скважин с конденсационной водой в продукции (относительно низкое содержание) лучшую прогностическую способность показал критерий Точигина.
В процессе разработки газовых и газоконденсатных залежей для снижения рисков и определения момента обводнения скважин важно регулярно осуществлять отбор проб пластовой жидкости и проводить исследование состава воды с целью определения содержания ионов Cl-, а также гидродинамические исследования скважин с целью определения проводимости (kH). Особенности мониторинга обводненного фонда показаны на схеме (рис. 2, первый шаг).
После определения категории скважины по результатам исследований (левая ветка – риск появления пластовой воды, правая ветка – наличие пластовой воды в продукции) важно осуществить корректировку ее режима работы (рис. 2, второй и третий шаг) так, чтобы обеспечить вынос жидкости из ствола скважины и не допустить разрушения коллектора – QМД > Qг>Qmin, где QМД – максимально допустимый дебит, определяемый по результатам геомехнического моделирования (обоснование предельной депрессии).
При невозможности назначения режима работы скважины в диапазонах QМД > Qг>Qmin (оценка потенциала Qг осуществляется при моделировании системы пласт–скважины–ГСС) по причине инфраструктурных ограничений или свойств коллектора требуется рассмотрение ввода специальных технологий для выноса жидкости с забоя (рис. 2, третий шаг). При подборе данных технологий требуется детальное методическое рассмотрение для каждой скважины, гидродинамическое моделирование и технико-экономическая оценка эффекта. После чего должно осуществляться принятие решения о вводе технологии с максимальным потенциалом экономической эффективности (NPV) либо рассмотрение возможности проведения зарезки бокового ствола в случае отрицательного значения NPV (рис. 2, четвертый шаг).
Отметим, что схожие подходы к работе с обводненным фондом скважин не новы и отмечаются другими авторскими коллективами [1]. Однако анализ отечественного опыта показывает, что системные, комплексные подходы к выбору оптимальных технологий для эксплуатации скважин с высоким содержанием жидкости отсутствуют или неочевидны. На основе анализа международного и отечественного опыта эксплуатации обводняющихся скважин, адаптации этого опыта с учетом особенностей разрабатываемого актива была сформирована методика выбора оптимальных технологий для их внедрения.
Принцип предлагаемой методики заключается в ранжировании пяти технологий, геолого-технических мероприятий (наиболее доступных сегодня на рынке РФ) [8] на основе значения критерия пригодности технологии (КП). КП является комплексным критерием, учитывающим 12 параметров, характеризующих добычу, особенности добываемой продукции, конструкции скважины, геологические параметры зоны дренирования (табл. 1). Чтобы корректно сформировать список критериев были проанализированы работы на предмет особенностей внедряемых технологий [4, 6, 7, 9, 10].
Расчет КП осуществляется для каждой технологии по формуле (1):
где 
– значение коэффициента, соответствующего пригодности каждой технологии по конкретному параметру,
– степень влияния параметра и соответствующего ему на пригодность технологии. Диапазоны параметров и значения Cn и In были сформированы на основе анализа международного опыта использования технологий и статистического распределения параметров скважин актива (табл. 1).
Пример применения методики для скважин, представленных в табл. 1, приведен ниже (рис. 3). Оптимальная технология для каждой скважины выделена зеленым цветом.
Следует отметить, что после использования методики необходимо произвести гидродинамическое моделирование (ГДМ) лучших по значению КП технологий и произвести оценку NPV с учетом затрат на внедрение, эксплуатацию технологий и реализации дополнительной добычи газа. При разработке данного подхода был изучен опыт работы [2], использование которой в явном виде невозможно с учетом особенностей актива и сложившегося рынка технологий в РФ. Были изменены и добавлены критерии, диапазоны, коэффициенты применимости, степень их влияния.
Также в рамках исследования дополнительно производилось сравнение результатов применения двух методик. Отмечено, что разработанная методика является более чувствительной к изменению параметров от скважины к скважине, в то время как существующие в большинстве случаев дают схожий результат, не учитывая ключевые особенности.
Приведенная в данной работе методика прошла апробацию на газоконденсатном активе компании. Использование разработанной методики ранжирования технологий позволило существенно сократить время на принятие решения по применимости мероприятия. Получена дополнительная добыча газа за счет корректного внедрения мероприятий.
Резюмируя, хотелось бы отметить ключевые рекомендации по мониторингу, регулированию режима работы и подходам к внедрению технологий эксплуатации обводняющихся газовых и газоконденсатных скважин:
1. Регулярные исследования на проблемном фонде (лабораторно-химический анализ, гидродинамические исследования, промыслово-геофизические исследования).
2. Корректировка режима работы QМД > Qг>Qmin.
3. В случае невозможности корректировки режима оценка потенциала внедрения специальных технологий для выноса жидкости с забоя:
а). расчет КП и ранжирование,
б). ГДМ моделирование лучших по КП технологий,
в). экономическая оценка.
4. Внедрение технологии с максимальным значением NPV (перед вводом также рекомендуется провести динамическое моделирование для определения оптимального дизайна технологии).
Литература
1. Defining the Artificial Lift System Selection Guidelines for Horizontal Wells (J. Valbuena, E. Pereyra, C. Sarica), 2017.
2. Изучение восходящего двухфазного течения в газовой скважине применительно к проблеме накопления жидкости на забое / Н.Г. Мусакаев, С.Л. Бородин, В.А. Огай, А.Ю. Юшков // Комплексный анализ, математическая физика и нелинейные уравнения: сборник материалов Международной научной конференции, Уфа, 13–17 марта 2023 года. – Уфа: Общество с ограниченной ответственностью «Аэтерна», 2023. – С. 76–77. – EDN URRTLJ.
3. Изюмченко, Д.В. Эксплуатация газовых скважин в условиях активного водо- и пескопроявления/ Д.В. Изюмченко, Е.В. Мандрик, С.А. Мельников, А.А. и др. // Вести газовой науки. – 2018. – № 1 (33). – С. 235–241.
4. Моделирование технологий ПАВ и КЛК на примере маломощных газовых залежей с подстилающей водой / Д.Р. Ибрагимова, А.А. Горланов, А.Ю. Юшков, А.П. Коваленко // Научный журнал Российского газового общества. – 2019. – № 2 (21). – С. 26–30. – EDN JZMLZY.
5. Патент № 2706283 C2 Российская Федерация, МПК E21B 47/00, E21B 43/22. Способ оптимальной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с высоким содержанием жидкости: № 2018108829: заявл. 13.03.2018: опубл. 15.11.2019 / А.Ю. Юшков, В.А. Огай, А.Ф. Хабибуллин; заявитель Общество с ограниченной ответственностью «ГазВелл Системы». – EDN RAPNDI.
6. Повышение эффективности использования поверхностно-активных веществ для выноса жидкости с забоя газовой скважины / Н.Г. Мусакаев, В.А. Огай, А.Ю. Юшков, С.Л. Бородин // Нефтепромысловое дело. – 2023. – № 6 (654). – С. 39–42. – DOI 10.33285/0207-2351-2023-6(654)-39-42. – EDN DAPUMQ.
7. Расчет перепада давления в сеноманской газовой скважине, эксплуатируемой с пенообразователем / В.А. Огай, Е.А. Сабурова, В.О. Довбыш, А.Ю. Юшков // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2020. – № 4 (142). – С. 36–50. – DOI 10.31660/0445-0108-2020-4-36-50. – EDN AEGYRI.
8. Харитонов, А.Н. Проблемы эксплуатации газовых скважин зрелых месторождений Западной Сибири и пути их решения / А.Н. Харитонов // Нефтяная провинция. – 2021. – № 4-1 (28). – С. 155–185. – DOI 10.25689/NP.2021.4.155-185. – EDN RGMIMO.
9. Шаповалова, Е.А. Экспериментальные исследования по подбору оптимальных концентраций ПАВ в водных растворах с целью повышения производительности газовых скважин / Е.А. Шаповалова, В.А. Огай // Известия Тульского государственного университета. Науки о Земле. – 2022. – № 1. – С. 373–387. – DOI 10.46689/2218-5194-2022-1-1-373-387. – EDN MZVSAD.
10. Экспериментальная установка для имитации газожидкостной смеси и динамических процессов в стволе газовой скважины / В.А. Огай, А.Ю. Юшков, Н.Е. Портнягин, А.Ф. Хабибуллин // Недропользование XXI век. – 2019. – № 3 (79). – С. 34–39. – EDN SXRSFK.
