CC BY
1232
УДК 622.279.5 (211)
Епрынцев А.С., Кротов П.С., Нурмакин А.В., Киселев А.Н.
ООО «ТюменНИИгипрогаз»
E-mail: epryntsev@tngg.info
ПРОБЛЕМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБВОДНЯЮЩИХСЯ СКВАЖИН ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В СТАДИИ ПАДАЮЩЕЙ ДОБЫЧИ
Описаны проблемы эксплуатации обводняющихся скважин газовых месторождений в стадии падающей добычи на примере месторождения Медвежье. Выявлены основные факторы, обуславливающие снижение дебитов скважин ниже критических значений и являющиеся причиной самозадавливания. На основе анализа проблем самозадавливания, а также результатов применения современных технологических решений по удалению жидкости из газовых скважин Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского, Вынгапуровского и Комсомольского месторождений авторами были предложены критерии выбора скважин для внедрения этих технологий. Разработан алгоритм выбора скважин-кандидатов для внедрения технологии концентрического лифта.
Ключевые слова: эксплуатация скважин, стадия падающей добычи, самозадавливание скважин, обводнение скважин.
Проблема удаления жидкости с забоев скважин становится все более актуальной, так как постоянно увеличивается число месторождений, вступивших в завершающую стадию разработки. Накопление скважинной жидкости, происходящее при скоростях газового потока ниже определенного критического значения, серьезно осложняет технологический процесс добычи газа, резко сокращает производительность скважин вплоть до их остановки (самозадавливания).
Такие месторождения севера Западной Сибири как: Вынгапуровское, Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Комсомольское разрабатываются уже более 20 лет и к настоящему времени вступили в период падающей добычи, для которой характерно существенное снижение добычи газа, связанное с падением пластового давления [1]. Следует отметить, что по мере уменьшения дебита растет количество скважин, эксплуатация которых осложнена накоплением на забое жидкости и механических примесей, наличием забойных песчаных и псевдоожиженных пробок [2]. В силу этих причин в последнее время особенно активно обсуждаются проблемы и перспективы извлечения из пласта и комплексного использования низконапорного газа. Таким образом, одним из путей повышения отбора газа является внедрение новых технологий, направленных на повышение эффективности эксплуатации низкодебитных скважин.
Особенно остро данная проблема проявляется на сеноманской залежи месторождения Медвежье. По состоянию на 1 октября 2010 года из залежи отобрано порядка 80% от утвержденных начальных запасов газа. При разработке Мед-
вежьего НГКМ ученые и специалисты столкнулись с рядом проблем, без решения которых невозможно обеспечить устойчивую добычу газа.
Большинство эксплуатационных скважин Медвежьего месторождения оборудованы колоннами насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром 168 и 127 мм, что в условиях низких дебитов газа обуславливает низкие значения скорости потока в стволе скважины. Уменьшение скорости потока газа в стволе скважины ниже критических значений, необходимых для выноса жидкости, приводит к накоплению на забое конденсационной воды. Количество жидкости, выделяющейся при конденсации из добываемого газа, прямо пропорционально влагосо-держанию газа и увеличивается с падением пластового давления. По мере накопления столба жидкости в скважине увеличивается его гидростатическое давление на забой, препятствующее потоку газа, что приводит к самопроизвольной остановке скважины - самозадавливанию [2].
Накопление жидкости обусловлено двумя факторами: конденсацией воды в стволе скважины, а также подтягиванием подошвенных вод, в том числе по причине негерметичности зако-лонного цементного камня.
Необходимо отметить, что согласно результатам гидрохимического анализа жидкость в скважинах Медвежьего месторождения относится преимущественно к конденсационной воде (81% от общего количества исследований). Смесь конденсационной и пластовой воды отмечается в 11% случаев, что говорит о подтягивании подошвенной воды к забоям скважин. Доля высокоминерализованной воды, к которой относится пластовая
и техногенная жидкость, применяемая при глушении и промывках скважин, незначительна.
На основании результатов проведенных ранее промысловых исследований работы газовых скважин выявлено, что следствием обводнения призабойной зоны пласта как пластовой, так и конденсационными водами являются размыв порового цемента, вынос пластового песка и образование отдельных каналов повышенной проводимости. При этом на забое происходит образование песчаных пробок, которые находятся на забое в псевдоожиженном состоянии. Постепенно накапливаясь, песчано-жидкостная пробка перекрывает интервал, что существенно влияет на снижение дебита скважины [2].
Эксплуатация скважин в таких условиях сопровождается увеличением содержания механических примесей в наземном оборудовании. Преждевременно выходят из строя штуцера, задвижки, насосно-компрессорные трубы и другое промысловое оборудование. После неоднократного проведения ремонтов по удалению из скважины песчаных пробок в призабойной зоне образуются каверны, из-за чего ускоряется разрушение призабойной зоны с интенсивным выносом песка в скважину, в результате чего газовые скважины выбывают из действующего фонда.
Влияние самозадавливающихся скважин на общую добычу газа по Медвежьему газоконденсатному месторождению (ГКМ) достаточно велико. Количество самозадавливающихся скважин в течение года неодинаково и зависит от сезонных колебаний отбора газа, а также от количества проводимых геолого-технических мероприятий. Так за период с 2004 по 2010 год среднегодовое количество самозадавливающих-ся скважин увеличилось с 82 до 116.
Необходимо отметить, что наиболее заметна зависимость количества самозадавливаю-
щихся скважин от диаметра насосно-компрессорных труб. В частности, 82,8% от общего количества самозадавливающихся скважин приходится на скважины, оборудованные НКТ диаметром 168 мм и комбинированными НКТ, состоящими из труб диаметром 168 и 127 мм. Причем, суммарное их количество в процентах от общего фонда скважин с аналогичными НКТ составляет 52,3%. Данные по распределению количества самозадавливающихся скважин в соответствии с диаметрами НКТ приведены в таблице 1.
Основываясь на проведенном нами анализе данных технологических режимов и газодинамических исследований скважин, были выявлены основные факторы, обуславливающие снижение дебитов скважин месторождения Медвежье ниже критических значений и являющихся причиной самозадавливания.
Эти факторы можно подразделить на три основные группы:
■ ограничение дебита по геолого-техноло-гическим причинам: вынос песка и превышение максимально-допустимой депрессии на пласт;
■ ограничение дебита по причине интенсивного притока подошвенной воды;
■ недостаточная скорость потока газа в НКТ вследствие низких продуктивных характеристик скважин (низкодебитные скважины).
Распределение факторов, обуславливающих самозадавливание скважин местрождения Медвежье, приведено на рисунке 1.
Стабильность работы обводняющихся и освоение самозадавливающихся скважин обеспечивается различными физическими и физико-химическими методами, направленными на удаление скапливающейся жидкости. В настоящее время чаще всего применяется наиболее простое решение - продувка скважин с выпуском газа в
Таблица 1. Количество самозадавливающихся скважин с разбивкой по диаметрам НКТ
Диаметр НКТ, мм Количество самозадавливающихся скважин, ед. % от количества самозадавливающихся скважин % от общего фонда скважин с аналогичными НКТ
102 1 0,9 3,6
114 4 3,4 5,0
127 5 4,3 15,2
168 96 82,8 53,6
114/127 1 0,9 100,0
127/168 8 6,9 40,0
114/168 1 0,9 100,0
168 и 127/168 104 89,7 52,3
3% 4%
■ Ограничение по геолого-техническилл причинам
■ Ограничение из-за притока пластовой воды
■ Низкая продуктивность скважины
■ Малая глубина подвески башмака НКТ
■ Причина самозадавливания требует уточнения
Рисунок 1. Распределение фактров, обуславливающих самозадавливание скважин местрождения Медвежье
атмосферу. Например, на месторождении Медвежье более трети фонда действующих скважин подвергаются продувкам с периодичностью от двух раз в неделю до одного раза месяц. При этом технологические потери газа в ближайшее время могут достигнуть 20 млн м3 в год. Продувки скважин применяются и на других месторождениях Западной Сибири.
Следует отметить, что данный метод обеспечения стабилизации работы скважин не только оказывает негативное воздействие на окружающую среду и увеличивает технологические потери газа, но и вызывает существенное изменение депрессии в процессе продувки, что способствует разрушению слабосцементированно-го коллектора призабойной зоны и образованию песчаных пробок.
Другим традиционным способом удаления жидкости из ствола скважин является использование составов ПАВ. Единственной проблемой, которая может возникнуть при массовом применении ПАВ, - это образование устойчивых пенных составов, которое влечет за собой осложнения при работе промыслового оборудования, снижение качества промысловой подготовки газа, дополнительную нагрузку на оборудование ДКС [3].
На основе анализа проблем самозадавли-вания, а также результатов применения современных технологических решений по удалению жидкости из газовых скважин Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского, Вынгапуровского и Комсомольского месторождений авторами были предложены следующие критерии выбора скважин для внедрения этих технологий.
1. В скважинах с высокими продуктивными характеристиками, дебит которых ограничен по геолого-техническим причинам или вследствие интенсивного выноса пластовой воды, необходимо проведение работ по водоизо-ляции и креплению призабойной зоны пласта.
2. Приоритетное значение должны иметь технологии по удалению жидкости не только из колонны насосно-компрессорных труб, но и с забоев скважин (с этой точки зрения наиболее подходящей является технология эксплуатации по концентрическому лифту (КЛК).
3. Для скважин, оборудованных парными шлейфами и не осложненных интенсивным обводнением и пескообразованием, существует возможность применения технологии закачки сухого газа в затрубное пространство. При этом температура закачиваемого газа должна обеспечивать безгидратный режим эксплуатации скважин.
4. При замене НКТ на меньший диаметр в скважинах с низкой продуктивностью целесообразно использовать гибкую колонну насоснокомпрессорных труб, спускаемую в существующую лифтовую колонну, что позволит уменьшить проходное сечение труб и увеличить скорость потока газа. Спуск и подвеску гибкой колонны НКТ следует осуществлять без глушения скважины, что предотвратит кольматацию продуктивного коллектора жидкостью глушения.
5. При отсутствии экономической целесообразности применения вышеперечисленных технологий следует осуществлять обработку скважин составами ПАВ, в том числе совместно с продувками.
6. Влияние факторов, ограничивающих эксплуатационные возможности скважин и провоцирующих самозадавливание (жидкость, механические примеси, гидратные и ледяные пробки), можно существенно уменьшить, а в некоторых случаях и полностью исключить за счет применения систем телеметрии и телемеханики. В результате их внедрения будет обеспечиваться постоянный контроль технологических режимов скважин и появится возможность принятия оперативных решений по стабилизации работы скважин.
По результатам опытно-промышленной эксплуатации скважин Медвежьего месторождения по технологии концентрического лифта ООО «ТюменНИИгипрогаз» совместно с ООО «Газпром добыча Надым» и зарубежны-
Рисунок 2. Методика подбора скважин для эксплуатации по технологии КЛК
ми компаниями Zedi и Бишйошо был разработан алгоритм выбора скважин-кандидатов для применения данной технологии (рис. 2).
Для решения проблем самозадавливания скважин Медвежьего месторождения был проведен комплексный анализ следующих параметров: режимы работы скважин и газосборных сетей, техническое состояние забоя, геолого-про-мысловые условия эксплуатации. В результате были даны следующие предложения по фонду проблемных скважин: для 37 скважин рекомендована замена НКТ на меньший диаметр, 32 скважины следует перевести на эксплуатацию с за-
качкой сухого газа в затрубное пространство, на 16 скважинах нужно установить систему концентрических лифтовых колонн, в 55 скважинах в ближайшее время необходимо выполнить комплекс работ по водоизоляции и креплению призабойной зоны продуктивного пласта.
В заключение необходимо отметить, что реализация предложенного комплекса геологотехнических мероприятий требует значительных капитальных вложений и увеличивает себестоимость добычи газа, но без этого невозможно будет достичь существенного увеличения га-зоотдачи залежи.
24.01.2011
Список использованной литературы:
1. Еримилов О.М., Лапердин А.Н., Иванов С.И. Добыча газа и газоконденсата в осложненных условиях эксплуатации месторождений. - Новосибирск: СО РАН, 2007. - 289 с.
2. Шулятиков И.В., Сидорова С.А., Медко В.В., Пристанский А.Г. Технологические процессы и оборудование для эксплуатации газовых скважин в условиях, осложненных наличием жидкости и разрушением призабойной зоны пласта // Обз. инф. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2005. - 103 с.
3. Гасумов Р.А., Тенишев Ю.С., Липчанская Т.А., Шихалиев И.Ю., Белолапотков Г.Г., Мазанов С.В. Удаление жидкости из газовых и газоконденсатных скважин в процессе их эксплуатации и ремонта: теория и опыт М.: ОАО «Газпром», 2007. - 86 с.
Сведения об авторах:
Епрынцев Антон Сергеевич, младший научный сотрудник отдела разработки газовых месторождений
ООО «ТюменНИИгипрогаз»
Кротов Павел Сергеевич, заместитель заведующего отделом - заведующий лабораторией отдела разработки газовых месторождений ООО «ТюменНИИгипрогаз»
Нурмакин Антон Валентинович, инженер второй категории отдела разработки газовых месторождений ООО «ТюменНИИгипрогаз»
Киселев Антон Николаеич, заведующий сектором отдела разработки газовых месторождений
ООО «ТюменНИИгипрогаз»
625019, г. Тюмень, ул. Воровского, 2, тел. 8(3452) 286401, e-mail: epryntsev@tngg.info
UDC 622.279.5 (211)
Epryntsev A.S., Krotov P.S., Nurmakin A.V., Kiselev A.N.
E-mail: epryntsev@tngg.info
EXPLOITATION PROBLEMS OF LIQUID LOADED WELLS OF GAS FIELDS ON DECLINING PRODUCTION
The authors of the article described the problems of water encroached wells of gas fields by example of Medvezh’e field. They determined the main factors, cause the decreasing of production rates lower than critical values and result in liquid loading of the wells. There were recommended the criteria of well selection for applying the contemporary technologies of dewatering wells on basis of analysis the problems of well liquid loading and results of applying the contemporary technologies of dewatering wells on Medvezh’e, Urengoy, Yamburg, Vyngapurovskoe and komsomolskoe gas fields. Also the authors of the article developed the algorithm of selecting well-candidates for applying the technology of concentric lift.
Key words: well exploitation, declining production, liquid well loading, water encroaching of the wells.
Bibliography:
1. Ermilov O.M., Laperdin A.N., Ivanov I.S. Production of gas and gas condensate under complicated conditions of field exploitation // Novosibirsk. Publishing house of the Siberian branch of the Russian academy of Science - 2007. 289 pp.
2. Shulyatikov I.V., Sydorova S.A., Medko V.V. Technological process and equipment for gas well exploitation under conditions complicated by well liquid loading and bottomhole formation zone fragmentation // Moscow. «Informational and advertising center of Gazprom». Review of Development and Exploitation of gas and gas condensate fields - 2005. 103 pp.
3. Gasumov R.A., Tenishev U.S., Lipchanskaya T.A., Shihaliev I.U., Belolapotkov G.G., Mazanov S.V. The theory and experience of liquid extraction from gas and gas condensate wells in the process of its exploitation and workover// Moscow. «Informational and advertising center of Gazprom». Review of Development and Exploitation of gas and gas condensate fields - 2007. 88 pp.
