USD 76.4667

-0.61

EUR 90.4142

-0.94

BRENT 41.64

+0.05

AИ-92 43.4

-0.01

AИ-95 47.26

-0.02

AИ-98 53.06

-0.04

ДТ 47.74

+0.06

22 мин
243
0

Программный комплекс для расчета режима эксплуатации газодобывающей скважины

В статье предложен расчет режима эксплуатации газодобывающих скважин на стадии истощения (на примере сеноманской залежи Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения ООО «Газпром добыча Уренгой», Россия), с помощью программного комплекса. Рассмотрены условия перехода на эксплуатацию скважин по концентрическим лифтовым колоннам с целью выноса жидкой фазы потоком газа. Показано, что расчетными зависимостями и программным комплексом возможно определение критического и рекомендуемого дебита (с запасом в 10-20 %) для работы скважины без осложнений в условиях пескопроявления и скопления жидкости на забое.

Программный комплекс для расчета режима эксплуатации газодобывающей скважины

Как известно, на заключительной стадии разработки газовых и нефтегазоконденсатных месторождений может возникнуть ряд осложнений, ухудшающих условия эксплуатации и снижающих их добычные возможности. Одним из таких видов осложнений может явиться процесс накопления на забое и в стволе скважины жидкости, которая не выносится на поверхность из-за недостаточных скоростей потока восходящего газа [1].

В настоящее время на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении (УНГКМ), находящимся на территории Ямало-Ненецкого автономного округа России, число газовых скважин сеноманской залежи, работающих с накоплением жидкости на забое, составляет 37 % от всего действующего фонда.

Стоит отметить, что традиционно скопление жидкости на забое скважин ликвидируется путем проведения подземного ремонта, а, следовательно, скважина глушится, что влечет за собой такую промысловую проблему, как выход на прежний режим эксплуатации с сохранением уровня дебита пластовой продукции. Однако, этого не всегда удается достичь, что позволяет судить об эффективности выполненных работ по ремонту скважины.

Как видно, месторождения Надым-Пур-Тазовского региона характеризуются как одни из наиболее осложненных на территории России скоплением жидкости на забое, снижающей добычные показатели.

На газовых месторождениях России и зарубежом для поддержания устойчивой работы скважин, в стволе которых скапливается жидкость, используются следующие геолого-технологические мероприятия:

  • производят технологические продувки скважин через факельную линию для периодического удаления скопившейся воды;

  • используют жидкие и твердые вспенивающие поверхностно-активные вещества (ПАВ), периодически доставляя их на забой скважин;

  • проводят замену труб лифтовых колонн на трубы меньшего диаметра для увеличения скорости потока газа.

В последние годы активно испытываются в России и другие технологии, применяемые в мировой практике для повышения эффективности эксплуатации обводняющихся скважин: закачка дополнительного газа в затрубье (газлифт), плунжерный лифт и др.

Технологические продувки – наиболее широко используются для удаления жидкости из скважин сеноманских залежей, сопровождаются большими потерями газа в атмосферу. При этом депрессии во время продувок значительно возрастают и зачастую приводят к разрушению призабойной зоны, выносу песка и абразивному износу оборудования.

Вспенивающие ПАВ позволяют существенно уменьшить потери газа на технологические продувки скважин, а в некоторых ситуациях исключить их полностью. Однако, технологические продувки со вспенивающими ПАВ или без них не обеспечивают полного удаления воды из скважины.

Увеличение скорости газа в скважинах сеноманских залежей за счет замены труб лифтовой колонны на трубы меньшего диаметра, проводят для создания условий выноса воды из лифтовых колонн. После замены труб скважины работают в стабильном режиме, жидкость в насосно-компрессорных трубах (НКТ) не скапливается, но уже через 8…15 месяцев после замены труб лифтовой колонны, условия для удаления воды снова ухудшатся до первоначальных. Замена НКТ сопровождается уменьшением рабочего дебита скважин на 20…50 %.

При устойчивом снижении дебита ниже критического значения, при котором жидкость не выносится из скважины, что ведет к ее самозадавливанию, а также в тех скважинах месторождений ПАО «Газпром», где активны процессы пескопроявления по внутреннему разработанному регламенту проводится реконструкция горных выработок и перевод их на эксплуатацию по концентрическим лифтовым колоннам (КЛК). Кроме того, применение технологии КЛК позволяет отказаться от технологических продувок скважин в атмосферу.

Стоит отметить, что с 2000 года технологию эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам начали использовать на скважинах месторождений США и Канады, но эксплуатация скважин сеноманских залежей осложняется из-за разрушения призабойной зоны продуктивного пласта, выноса песка из скважин и как следствия абразивного износа оборудования. С учетом повышенного пескопроявления невозможен сценарий с периодическим отключением потока газа из межтрубного кольцевого пространства, поэтому для ряда зарубежных месторождений со схожими характеристиками рассматриваемая методология является актуальной. Различные проблемы движения газожидкостных потоков в скважине ранее рассматривались в публикациях [3÷10] известными специалистами газовой отрасли.

В тоже время для обводняющихся скважин сеноманских залежей, в период заключительной стадии разработки, наиболее перспективным сценарием оптимизации является эксплуатация скважин по КЛК с автоматическим поддержанием в центральной лифтовой колонне (ЦЛК) дебита газа, превышающего на 10÷20 % минимальное значение, необходимое для удаления жидкости по ЦЛК.

Таким образом, целью настоящей работы является рассмотрение условий применения передовой технологии эксплуатации добывающих скважин по концентрическим лифтовым колоннам при скоплении жидкости на забое, а также расчетного алгоритма для вычисления величин критического и рекомендуемого дебитов для работы скважин без осложнений.

Материалы и методы

Технология эксплуатации скважин по КЛК по двухрядному лифту или двухканальной схеме – процесс, используемый для эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, в которых газ, поступающий из продуктивного пласта, на забое разделяется на два потока. Потоки газа поднимаются по каналам, образованным двумя колоннами труб – ЦЛК и основной лифтовой (ОЛК), концентрически размещенными одна в другой и сообщающимися в нижней части между собой. ОЛК составляется из насосно-компрессорных труб (НКТ) или обсадных труб различного типоразмера, в то время как ЦЛК является лифтовым подъемником меньшего диаметра, концентрично расположенным в ОЛК. После подъема газа к устью скважины потоки газа соединяются и поступают в газосборный коллектор [2].

Методология работы включает последовательное выполнение таких этапов, как выбор конструкции концентрической колонны при выполнении ряда ключевых условий, наличие осложнений при добыче газа или газового конденсата в скважине-кандидате, расчет главных параметров (критического и рекомендуемого дебитов) в программном комплексе.

Для отработки технологии КЛК на скважинах сеноманской залежи УНГКМ была выбрана конструкция колонны. С целью минимизации вероятности осложнений при спуске армированной полимерной трубы для промысловых испытаний в ООО «Газпром добыча Уренгой» была отобрана выборка скважин с НКТ большого диаметра. Для подъёма на поверхность газа скважины оборудованы лифтовыми колоннами НКТ, составленными из гибких грузонесущих полимерных труб условным наружным диаметром от 73 до 168 мм.

Далее требовалось выполнение следующих условий:

  • отсутствие в плане на проведение капитального ремонта на ближайшую перспективу;

  • наличие конденсационной или конденсационной и техногенной воды;

  • скважина оборудована системой контроля и телеметрией устьевых параметров;

  • работа скважины осложнена остановками с продувкой на факел не реже одного раза в 10-15 дней;

  • расчетная скорость газожидкостного потока у башмака НКТ не более 4 м/с. 

Результаты

Вышеперечисленным факторам с учетом незначительной удаленности от промысла в качестве объекта для промысловых испытаний удовлетворяет скважина № 514. В эксплуатационном фонде пятого газового промысла скважина с 1981 года, расположена и находится в составе куста № 51 установки.

На рис. 1 показана схема вскрытия этого куста четырьмя газовыми скважинами, параметры эксплуатации приведены в табл. 1.


РИС. 1. Схема вскрытия куста № 51 УКПГ-5

ТАБЛИЦА 1. Параметры эксплуатации и геолого-промысловые данные скважин куста № 51 УКПГ-5

№ скв.

Данные месячного эксплуатационного рапорта

Геолого-промысловые данные

ру,

МПа

tу,

°С

qср.,

тыс. м3/сут

Мобщ., г/дм3,

дата отбора

Дата КРС

511

14,5

12,7

214

0,14

10.10.2013

512

14,1

4

60

0,17

11.10.2013

06.2008 – ревизия НКТ

513

14,1

7,6

79

0,13

29.11.2013

05.2008 – ревизия НКТ

514

14,1

3

75

49,5

10.10.2013

07.2010 – КРС для интенсификации притока

09.2012 – промывка песчаной пробки

Примечание: ру – устьевое давление; tу – устьевая температура; qср – средний дебит газа; Мобщ – общая минерализация жидкой фазы

По геолого-промысловым данным во всех скважинах куста № 51, за исключением скважины № 511, в период 2008-2012 гг. выполнены работы по капитальному ремонту скважин (КРС), сопровождающиеся глушением скважин.

На скважине № 514 в 2010 году проведены работы по интенсификации притока с применением соляной кислоты. Эти работы привели к росту минерализации воды до 49,5 г/дм3 из-за наличия в ней техногенной жидкости, о чем свидетельствует высокое содержание хлоридов и кальция в пробе жидкости (табл. 2). В 2012 году проводилась промывка песчаной пробки.

ТАБЛИЦА 2. Состав воды, поступающей из скважины № 514 УКПГ-5 перед началом внедрения техники и технологий

№ п/п

Наименование показателей

Значение

1

Дата

10.10.2013

2

Плотность при 20 °С, г/см3

1,036

3

Показатель pН

4,17

4

Хлорид-ион, мг/дм3

31517,00

5

Общая жесткость, мг-экв/дм3

645,00

6

Гидрокарбонат-ион, мг/дм3

не выявлен

7

Кальций, мг/дм3

10922,00

8

Магний, мг/дм3

1216,00

9

Сумма ионов калия и натрия, мг/дм3

5851,20

10

Минерализация общая, мг/дм3

49505,85

11

Приведенная минерализация, мг/дм3

-

12

Содержание метанола, % масс.

-

По данным промысловых геофизических исследований скважина № 514 заполнена технологической жидкостью до глубины 1169,0 м. На 01.07.2013 г. газоводяной контакт (ГВК) по кусту № 51 находится на глубине 1236 м (табл. 3). Расстояние от нижних перфорационных отверстий скважины № 514 до поверхности ГВК 63 м. В скважину № 514, обсаженную эксплуатационной колонной диаметром 219 мм и длиной 1251 м, спущена 168 мм лифтовая колонна. Башмак этой колонны расположен на глубине 1155 м. Пакер из скважины был удален. За время эксплуатации пластовое давление снизилось с 11 МПа до 1,75 МПа. Забойная температура в скважинах куста № 51 составляет 27 °С.

ТАБЛИЦА 3. Конструкция скважины № 514 сеноманской залежи УНГКМ

Объект

Параметр объекта

Направление

426 мм × 145 м

Кондуктор

324 мм × 574 м

Эксплуатационная колонна

219,1 мм × 1251 м

НКТ

168,3 мм × 1155,1 м

Пакер

Извлечен

Интервал перфорации

1135÷1178 м

Текущий забой скважины

1170,6 м

Искусственный забой 

1241 м

Текущий ГВК по ГИС

1239 м

В ноябре 2013 г. ранее периодически простаивающая газовая эксплуатационная скважина № 514 куста 51 УКПГ-5 оборудована КЛК и комплексом телемеханики кустов газовых скважин. 16 декабря 2013 г. скважина № 514 введена в работу и по настоящее время устойчиво эксплуатируется на УКПГ-5. За все время не было отмечено ни одного случая остановки скважины по причине накопления жидкости на забое и снижения дебита газа. Вынос воды происходит автоматически через центральную лифтовую колонну под контролем технологического комплекса контроля и управления режимами работы газовых скважин. В качестве ЦЛК была впервые применена российская сталеполимерная армированная труба ТГ19/73-10/10-75.

Состояние и рабочие параметры на устье скважины в режиме реального времени отображаются на АРМ УКПГ и в ИУС ДУ ООО «Газпром добыча Уренгой». Эффективность такого контроля иллюстрируется на рис. 2.


РИС. 2. Изменение давления и температуры на устье скважины № 514 УКПГ-5

Как видно из диаграммы, в отдельные периоды времени из-за колебания давления в газосборном коллекторе (ГСК) устьевое рабочее давление скважины повышалось до 1,65 МПа. Следствием этого было снижение скорости газожидкостной смеси, уменьшался дебит газа, вода накапливалась на забое, и имели место самопроизвольные остановки скважины. Для возобновления работы выполнялись продувки скважины на факел, о чем свидетельствует уменьшение давления до 0,7 МПа примерно 1-2 раза в неделю.

Представленная информация характеризует скважину № 514 как типичного представителя эксплуатационного фонда газовых скважин сеноманских залежей Уренгойского месторождения. С учетом изложенного выше скважина № 514 выбрана в качестве первоочередного кандидата для промысловых испытаний новой техники и технологии реконструкции и эксплуатации по КЛК.

Критерием выбора обводняющихся газовых скважин для перевода на эксплуатацию с помощью технологии КЛК является наличие признаков скопления жидкости на забое и в лифтовой колоннжными признаками наличия динамического уровня жидкости в скважине следует считать:

  • наличие скачков давления, регистрируемых устьевой системой телеметрического контроля;

  • неравномерная добыча и увеличение темпа снижения добычи;

  • падение давления в НКТ (ЛК) при росте давления в затрубном пространстве;

  • резкое изменение градиента давления по стволу скважины;

  • подъем уровня газированной жидкости в скважине.

Скважинами-кандидатами для удаления жидкости с использованием технологии эксплуатации обводняющихся газовых скважин по КЛК являются скважины с дебитом газа, недостаточным для непрерывного выноса жидкости. Для оценки дебита газа, недостаточного для непрерывного выноса жидкости, производят расчет минимального дебита газа, ниже значения которого происходит накопление жидкой фазы на забое скважины.

Минимальный дебит газа Qmin, тыс. м3/сут. вычисляют по формуле:


где Vmin – минимальная скорость газа, необходимая для выноса жидкости, м/с, определяют по формуле:


где d – внутренний диаметр ЛК, м; P – забойное давление, МПа; P0 – давление в стандартных условиях, МПа; T0 – температура в стандартных условиях, К; Z – коэффициент сверхсжимаемости газа на забое; T – забойная температура, К; g – ускорение свободного падения, м/с2; σ – коэффициент поверхностного натяжения жидкости, Н/м; ρ1 – плотность жидкости, кг/м3; α – угол наклона ЛК к горизонту, град; ρ2 – плотность газа на забое, кг/м3.

Если значение фактического дебита газа меньше расчетного значения минимального дебита газа, умноженного на коэффициент 1,05…1,10 при максимально допустимой депрессии на пласт, то такая скважина является кандидатом на использование КЛК для удаления жидкости с забоя.

Технологию КЛК применяют при устойчивом снижении дебита ниже критического значения, при котором жидкость не выносится из скважины, что приводит к самозадавливанию, либо при скоплении в скважине жидкости, которая не выносится при существующем режиме (рис. 3). Технологию применяют как самостоятельно, так и совместно с другими технологиями эксплуатации самозадавливающихся скважин.

Область самостоятельного применения технологии эксплуатации скважин по КЛК определяют граничным условием. Для выбранного Дцлк (внутренний диаметр труб центральной лифтовой колонны), при закрытом межтрубном кольцевом пространстве (МКП) в рабочем диапазоне возможных колебаний давления в газосборном коллекторе, дебит газа по ЦЛК должен превышать значение минимального дебита, при котором происходит вынос жидкости, в 1,1…1,2 раза (рис. 4). Если в указанных параметрах не обеспечивается вынос жидкости по центральной колонне, то технологию эксплуатации скважин по КЛК применяют совместно с другими технологиями эксплуатации обводняющихся газовых скважин.

При уменьшении дебита газа по ЦЛК ниже критических значений и нестабильной работе скважины из-за скопления жидкости на забое рекомендуется использовать ПАВ (в соответствии с технологическим регламентом на применение ПАВ).

Технология КЛК может применяться в пескопроявляющих скважинах. В таких скважинах рекомендуется провести работы по креплению призабойной зоны пласта (ПЗП) во время КРС, связанного с реконструкцией скважины. Депрессия на пласт не должна превышать максимальное значение, определенное по результатам гидродинамических исследований (ГДИ) после реконструкции.


РИС. 3. Среднесуточное значение дебита газа,  при уменьшении которого 
целесообразно применение технологии (для различных Ду основной лифтовой колонны Долк)


РИС. 4. Минимальное значение дебита газа при закрытом межкольцевом пространстве,
при котором допустимо применение технологии (для различных диаметров центральной лифтовой колонны)

Далее приведен алгоритм расчета режимов работы скважин, оборудованных концентрической лифтовой колонной.

1. Основные исходные данные для расчёта:

а) давление в пласте абсолютное Рпл, МПа;

б) давление в газосборном коллекторе абсолютное Ркол, МПа;

в) фильтрационные коэффициенты формулы притока газа к забою скважины a и b;

г) длина ЦЛК Lфт, м;

д) внутренний диаметр труб ЦЛК Двн, мм;

е) внутренний диаметр труб внешней лифтовой колонны Dэк, мм;

ж) относительная плотность газа p кг/м3;

и) температура газа: в пласте – Тпл, К; на устье – Туст, К;

к) верхний предельно допустимый по геолого-техническим условиям дебит скважины Qmax, тыс. м3/сут.

2. Дополнительные данные для расчёта и принятия решения при эксплуатации скважин по двухрядному концентрическому лифту:

а) текущий дебит скважины Q, тыс. м3/сут;

б) давление на устье скважины абсолютное Ргол, МПа;

в) давление в кольцевом межтрубном канале на устье скважины абсолютное Рзт, МПа;

г) дебит жидкости фактический или вычисленный Qж, м3/сут;

д) плотность жидкости ρж, кг/м3;

е) состав жидкости: конденсат; вода конденсационная; вода пластовая;

ж) фактический коэффициент сопротивления ЦЛК λфт и кольцевого межтрубного канала λзт;

и) темп изменения пластового давления, МПа;

к) темп изменения давления в сборном коллекторе, МПа;

л) диапазоны изменения давления в сборном коллекторе в зависимости от фактического потребления газа в течение суток, в течение недели, в течение месяца, в течение квартала.

3. Расчёт дебита скважины при эксплуатации только по центральной лифтовой колонне.

Если скважина работает с дебитом равным или большим базового и пластовая вода поступает в небольшом количестве, то дебит скважины вычисляют по формуле (15), последовательно задавая численные значения давления на устье скважины. Шаг изменения давления устанавливают, исходя из конкретных условий.

4. Расчёт дебита скважины при эксплуатации одновременно по ЦЛК и кольцевому межтрубному каналу:

  • определяют эффективный диаметр по формуле (13);

  • определяют дебит скважины по формуле (15), заменив в коэффициенте сопротивления ствола скважины D на Dэф, вычисленный по формуле (8).

  • определяют необходимое значение базового дебита по ЦЛК по формуле (16), при этом значение приведенного параметра Фруда, обеспечивающего минимальные потери давления или дебит, необходимый для непрерывного выноса жидкости, определяется экспериментально в зависимости от диаметра и качества труб, наличия и свойств жидкости (вода пластовая или конденсационная, конденсат, их смеси). Для приближенных расчетов можно использовать значение параметра Фруда, равное 500;

  • вычисляют дебит газа по кольцевому межтрубному каналу по формуле (14);

  • cовместным решением методом приближений уравнений (4) – (12) определяют зависимость Q = f(P).

При Рзтгол продолжают расчет при следующей величине Ргол.

При Рзт<Ргол дебит по ЦЛК будет больше заданного, скважина выходит из режима регулирования. В этом случае величину дебита по кольцевому межтрубному каналу ограничивают по максимуму и далее продолжают расчет зависимости Р = f(Q).

5. Забойное давление Pзаб, МПа, вычисляют по формуле:


где   Рзт – абсолютное давление газа на устье скважины в МКП при движении газа только по ЦЛК (или давление газа на устье в затрубье при работе по ЦЛК и МКП одновременно), МПа; S – безразмерный показатель, вычисляемый по формуле:



Lфт – длина ЦЛК, м; Zср – средний коэффициент сверхсжимаемости газа, соответствующий значению Рср, МПа, вычисляемому по формуле:


где Ргол – давление на головке абсолютное, МПа; Тср – средняя абсолютная температура газа в стволе скважины при движении газа от забоя до устья, К, вычисляемая по формуле:


где Тгол, Тзаб – соответственно температуры на устье и на забое, К.

6. Забойное давление Pзаб, МПа, при движении газа по ЦЛК при дебите большем базового, вычисляют по формуле:


 

где Qфт – фактический дебит скважины, тыс. м3/сут; Ргол – давление на устье абсолютное, МПа; ξ – коэффициент сопротивления ствола скважины, вычисляемый по формуле:


где λ – коэффициент гидравлического сопротивления ствола скважин.

Средний коэффициент сверхсжимаемости газа Zср считается методом итераций с помощью аппроксимирующего полинома.


где Рср – среднее давление абсолютное, МПа; Р1 – давление на входе элемента (ствола, шлейфа и т.д.), МПа; Р2 – давление на выходе элемента, МПа; k – индекс, относящийся к i итерации.


где Ркр и Ткр – критические давление и температура, МПа и К.

7. При движении газа по кольцевому межтрубному каналу для вычисления забойного давления по давлению в кольцевом межтрубном канале на устье скважины или коэффициента сопротивления кольцевого межтрубного канала в формулы (4) и (5) вводятся поправки.

Вместо Двн вводится эффективный диаметр Dэф, мм, для кольцевого межтрубного канала, который вычисляют по формуле:

где Dэк – внутренний диаметр труб внешней лифтовой (или эксплуатационной) колонны, мм.

Дебит Qзт, тыс. м3/сут, газа по кольцевому каналу вычисляют по формуле:

                                Qзт = Qскв – Qб .

     (14)

Вместо давления на головке Ргол, МПа, вводят давление в кольцевом межтрубном канале Рзт.

8. Дебит скважины Qскв, тыс. м3/сут, после удаления жидкости из ЦЛК вычисляют по формуле: 


9. Зависимость потерь давления при движении газожидкостной смеси в вертикальной трубе от комплексного параметра Fr* вычисляют по формуле:

 

где Q – дебит газа, тыс. м3/сут; B – комплексный коэффициент, вычисляемый по формуле: 

 

Z – коэффициент сверхсжимаемости газа; T – температура газа, К; P – давление газа абсолютное, МПа; P0 – стандартное давление, P0 = 0,1 МПа; d – внутренний диаметр трубы, м

 

Обсуждение результатов

Расчет рекомендуемого дебита ЦЛК для обеспечения эксплуатации скважины № 514 по технологии КЛК произведен по методике ООО «Газпром ВНИИГАЗ» [2] с использованием программного обеспечения ООО «НПФ «Вымпел» (рис. 5).


РИС. 5. Расчет критического дебита в программе ООО «НПФ «Вымпел»

По результатам расчета минимальный критический дебит по ЦЛК составил 600 м3/час. Рекомендуемое значение для поддержания при эксплуатации – 700…750 м3/час. Согласно полученным значениям критического и рекомендуемого дебитов следует поддерживать режим эксплуатации скважины по этим параметрам с целью выноса жидкой фазы с забоя скважины.

В декабре 2013 г. скважина № 514 введена в работу и по настоящее время устойчиво эксплуатируется на УКПГ-5. За все время не было отмечено ни одного случая остановки скважины по причине накопления жидкости на забое и снижения дебита газа. Вынос воды происходит автоматически через центральную лифтовую колонну под контролем технологического комплекса контроля и управления режимами работы газовых скважин. На 01.10.2019 г. накопленная добыча газа из скважины № 514 после оборудования КЛК по данным эксплуатационных рапортов составила 89,8 млн.м3.

Для мониторинга режима эксплуатации в реальном времени обеспечена передача динамики значений расходных и термобарических параметров на АРМ УКПГ и в информационно-управляющую систему дистанционного управления (ИУС ДУ) ООО «Газпром добыча Уренгой». В табл. 4 представлены средние параметры работы скважины            № 514 за 2014-2019 гг.

ТАБЛИЦА 4. Средние параметры работы скважины № 514 за 2014-2019 гг.

Параметр

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

Устьевое давление, МПа

1,29

1,19

1,18

1,12

1,02

0,91

Дебит скважины, тыс. м3/сут

52,9

70,6

67,9

65,3

68,9

80,6

Дебит газа по ЦЛК, тыс. м3/сут

18,4

18,6

18,5

18,4

15,4

15,3

Дебит газа по МКП, тыс.м3/сут

34,5

52,0

49,4

46,9

53,5

65,3

Скорость потока газа в ЦЛК, м/с

8,1

9,0

9,0

9,5

9,0

9,6

Скорость потока газа в МКП, м/с

2,1

3,9

4,2

3,4

4,3

4,9

Позиция РУД-02 МКП, % откр.

16,2

24,3

22,6

22,7

33,4

27,4

Расход жидкости, кг/час

36,7

25,8

44,8

55,5

75,7

25,0

Для обеспечения безгидратного режима эксплуатации на линии ЦЛК и межколонному пространству (МКП) предусмотрена подача ингибитора гидратообразования (метанола). В состав комплекса управления КЛК входят двухфазный расходомер ДФР-01, расходомер газа «ГиперФлоу», регулирующее устройство дебита газовой скважины РУД-02, система подачи ингибитора СПИ-02.

При разработке залежей на истощение пластовой энергии забойные давления в скважинах постепенно снижаются, что приводит к снижению плотности газового потока. Таким образом, со снижением забойного давления значения минимально необходимой скорости газа для выноса жидкости возрастают вследствие изменения плотности газа.

В начале 2018 года минимально необходимая скорость газа для полного и непрерывного выноса жидкости с забоя скважины № 514 составляет уже 5,1 м/с, что на 86 % ниже значения фактической скорости газа в ЦЛК. С целью оптимизации технологического режима работы скважины № 514 в марте 2018 года выполнен расчет оптимальных параметров эксплуатации скважины. Минимально необходимый дебит газа по ЦЛК составил 630 м3/час (15,1 тыс. м3/сут). С 3 апреля 2018 г. «уставка» дебита газа по ЦЛК была поэтапно снижена с 750 м3/час до 630 м3/час.

Таким образом, видно, что инновационная технология эксплуатации скважин по КЛК позволяет избежать глушения скважины и ее последующего ремонта с целью устранения скопления жидкости на забое, а расчетный алгоритм позволяет рассчитать постоянно поддерживаемый в автоматическом режиме критический и рекомендуемый дебиты, при которых обеспечивается вынос жидкой фазы потоком газа.

Предложенную технологию возможно применять на месторождения отечественного и зарубежного осложненных фондов (активное разрушение забоя с накоплением жидкости), предварительно определив ключевые режимные параметры с помощью программного комплекса.

В результате проведенной корректировки при практически одинаковых устьевых давлениях произошло увеличение суммарного среднего дебита газа на 19 % – с 62 до 74 тыс.м3/сут. Таким образом, мониторинг параметров эксплуатации скважины и своевременная корректировка алгоритма работы комплекса управления по КЛК позволили оптимизировать технологический режим скважины. Эта оптимизация будет применяться и в дальнейшем по мере снижения пластового давления.

В конце 2018 г. на скважине № 514 Уренгойского НГКМ, оборудованной КЛК, были проведены испытания по моделированию управления технологическим режимом без применения автоматизированного технологического комплекса [11]. Испытания показали, что при соблюдении найденных режимных параметров скважина может устойчиво эксплуатироваться в газосборный коллектор как по МКП, так и одновременно по МКП и ЦЛК.

Наконец, внедрение технологии концентрического лифта обеспечило стабильную работу скважины № 514 без технологических продувок. Комплекс контроля и управления работой скважины по КЛК обеспечил надежную эксплуатацию малодебитной газовой скважины сеноманской залежи УНГКМ в условиях обводнения конденсационными водами. Реконструкция газовых скважин без глушения и их дальнейшая эксплуатация по концентрическим лифтовым колоннам обеспечит эффективную добычу газа из сеноманской залежи на поздней и завершающей стадиях разработки.

 

Литература:

1. Юшин Е. С. Техника и технология текущего и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин на суше и на море : учеб. пособие / Е. С. Юшин. – Ухта : УГТУ, 2019. – 292 с. : ил.

2. Р Газпром 2-3.3-556-2011. Руководство по эксплуатации скважин сеноманских залежей по концентрическим лифтовым колоннам. – М. : ОАО «Газпром», 2011. – 22 с.

3. Минликаев В.З., Дикамов Д.В., Корякин А.Ю., Гузов В.Ф., Донченко М.А., Шулятиков В.И. Новый этап совершенствования технологий эксплуатации скважин сеноманских залежей // Газовая промышленность – 2014. – № 3. – С. 85-88.

4. Минликаев В.З., Дикамов Д.В., Мазанов С.В., Корякин А.Ю., Донченко М.А. Опыт эксплуатации скв. 514 сеноманской залежи Уренгойского НГКМ, оборудованной концентрическими лифтовыми колоннами // Газовая промышленность – 2015. – № 5. – С. 85-88.

5. СТО Газпром 2-2.3-1017-2015. Эксплуатация газовых скважин месторождений Надым-Пур-Тазовского региона по концентрическим лифтовым колоннам. – СПб. : Газпром, 2017. – 36 с.

6. Шулятиков В.И., Гереш Г.М., Плосков А.А. Опыт применения и дальнейшие перспективы внедрения технологий и оборудования для контроля и эксплуатации скважин месторождений Большого Уренгоя. //Приоритетные направления развития Уренгойского комплекса.: Сб. науч. тр. ООО «Газпром добыча Уренгой». – М. : «Издательский дом Недра», 2013. – С. 349-357.

7. Дикамов, Д.В., Шулятиков, И.В., Мельников, И.В. Особенности эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам на месторождении Медвежье. // Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России. – (Москва, 1-3 февраля 2010) : Тезисы докл. VIII Всероссийской научно-технич. конф. посвященной 80-летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. – М. : РГУ нефти и газа, 2010. – С. 164-165.

8. Минликаев В.З., Дикамов Д.В., Глухенький А.Г. и др. Эксплуатация самозадавливающихся скважин в условиях завершающего этапа разработки месторождения // Газовая промышленность, 2010. – № 2. – С. 76-77.

9. Дикамов Д.В., Шулятиков И.В. Эксплуатация скважин по концентрическим лифтовым колоннам: опыт и перспективы // Наука и техника в газовой промышленности. – М. : ООО «ИРЦ Газпром», 2008. – № 4. – С. 11-19.

10. Дикамов Д.В., Минликаев В.З., Имшенецкий М.А., Шулятиков И.В. Особенности эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам // НЕФТЕГАЗ. – М. : Нефтегаз, 2011. – № 1. – С. 64-67.

11. Рагимов Т.Т. Имитация работы газовой скважины Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения, оборудованной концентрической лифтовой колонной, без управляющего комплекса / Т.Т. Рагимов, Е.С. Юшин // Территория НЕФТЕГАЗ – 2020. – № 5-6. – С. 70-78.




Keywords: concentric lift column, gas production, liquid accumulation at the bottom, algorithm for calculating critical flow rate, software package





Статья «Программный комплекс для расчета режима эксплуатации газодобывающей скважины» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№10, Октябрь 2020)

Читайте также