CC BY
127ИСПЫТАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ СЕВЕРО-УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ЗАКАЧКОЙ СКВАЖИННОЙ ЖИДКОСТИ В ПОГЛОЩАЮЩИЙ ГОРИЗОНТ
УДК 550.832
А.Ю. Корякин, ООО «Газпром добыча Уренгой» (Новый Уренгой, РФ), a.u.koryakin@gd-urengoy.gazprom.ru
Д.В. Дикамов, к.т.н., ООО «Газпром добыча Уренгой», d.v.dikamov@gd-urengoy.gazprom.ru
Р.Н. Исмагилов, к.т.н., ООО «Газпром добыча Уренгой», r.n.ismagilov@gd-urengoy.gazprom.ru
М.Г. Жариков, к.т.н., ООО «Газпром добыча Уренгой», m.g.zharikov@gd-urengoy.gazprom.ru
А.А. Фролов, ООО «Газпром добыча Уренгой», a.a.frolov@gd-urengoy.gazprom.ru
Е.В. Головченко, ООО «Газпром добыча Уренгой», e.v.golovchenko@gd-urengoy.gazprom.ru
В статье приведены результаты промысловых испытаний технологии добычи газа с предварительной сепарацией скважинной жидкости и ее закачкой в поглощающий горизонт для условий эксплуатации сеноманских газовых скважин Северо-Уренгойского месторождения, работающих с повышенным притоком пластовой воды. Показан процесс подъема границы газоводяного контакта и накопления жидкости в стволе скважины, рассмотрен традиционный метод удаления жидкости посредством периодических продувок, приведены результаты исследования работы 35 скважин с замером дебита воды, представлены схема обвязки скважин, графики динамики давления, температур, хронология вывода скважин на рабочий режим в ходе испытаний инновационной технологии. Программа испытаний продемонстрировала практическую возможность эксплуатации газовых скважин, работающих с повышенным притоком пластовой воды, в условиях разработки залежи с аномально-низким пластовым давлением. Представлен один из наиболее перспективных способов обеспечения устойчивой работы фонда газовых скважин в условиях обводнения, на поздней стадии добычи.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: СЕВЕРО-УРЕНГОЙСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ, СЕНОМАНСКИЕ ЗАЛЕЖИ, ПЛАСТОВАЯ ВОДА, ГАЗОСБОРНЫЙ КОЛЛЕКТОР, СПЕЦИАЛЬНЫЕ ГАЗОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ, СЕПАРАЦИЯ СКВАЖИННОЙ ЖИДКОСТИ, ПОГЛОЩАЮЩИЙ ГОРИЗОНТ.
ПОСТАНОВКА ПРОБЛЕМЫ
Разработка сеноманских залежей Северо-Уренгойского месторождения началась в 1987 г. На современном этапе отобрано 65 % геологических запасов газа. Разработка ведется на истощение пластовой энергии и закономерно сопровождается подъемом границы газоводяного контакта (ГВК) и снижением продуктивности скважин. На Северо-Уренгойском месторождении ГВК в сеноманских залежах поднялся на 50 м в пределах западного купола и на 12м в пределах восточного купола [1]. Ввиду относительно небольших значений газонасыщенных толщин и аномально-низкого пластового давления (АНПД) происходит из-
бирательное обводнение скважин водами аптсеноманского водоносного комплекса покурской свиты меловой системы.
Поступление в продукцию пластовой воды приводит к накоплению жидкости в стволе скважины, сни -жая депрессию на пласт и прово -цируя процесс самозадавливания. При движении газожидкостного потока по системе «пласт - скважина -УКПГ» возникают дополнительные гидравлические сопротивления. Происходит накопление жидкости в газосборном коллекторе (ГСК), что снижает его гидравлические характеристики и существенно повышает вероятность образования гидрато-ледяных пробок. Перечисленные факторы как по от-
дельности, так и в совокупности негативно влияют на потенциал действующего эксплуатационного фонда и приводят к невынужденным остановкам скважин. На западном куполе Северо-Уренгойского месторождения периодически простаивает до 33 % фонда скважин, из них 80 % по причине обводнения и низких технологических параметров, не обеспечивающих их устойчивую работу в ГСК.
До настоящего времени основным методом удаления скопившейся жидкости остается проведение периодических продувок скважин и ГСК на факельную линию. Данный способ не оперативен и связан с выпуском газа в атмосферу, что значительно увеличивает тех-
A.Yu. Koryakin, «Gazprom Dobycha Urengoy» Ltd. (Novy Urengoi, Russian Federation),
a.u.koryakin@gd-urengoy.gazprom.ru
D.V. Dikamov, Cand. of Eng., «Gazprom Dobycha Urengoy» Ltd., d.v.dikamov@gd-urengoy.gazprom.ru R.N. Ismagilov, Cand. of Eng., «Gazprom Dobycha Urengoy» Ltd., r.n.ismagilov@gd-urengoy.gazprom.ru M.G. Zharikov, Cand. of Eng., «Gazprom Dobycha Urengoy» Ltd., m.g.zharikov@gd-urengoy.gazprom.ru A.A. Frolov, «Gazprom Dobycha Urengoy» Ltd., a.a.frolov@gd-urengoy.gazprom.ru
E.V. Golovchenko, «Gazprom Dobycha Urengoy» Ltd., e.v.golovchenko@gd-urengoy.gazprom.ru
The testing of the operation technology at the North Urengoy field gas well with the pumping of the well fluid into the absorbing stratum
The results of the gas production technology field testing with preliminary well fluid separation and its pumping into the absorbing stratum for the operation conditions of the Cenomanian gas wells of the North Urengoy field, which work with an increased inflow of stratum water, are provided in the article. The process of raising the boundary of the gas-water contact and the fluid accumulation in the well bore is shown; the traditional method of liquid removing using intermittent blowdown is reviewed; the results of a study of thirty-five wells' operation and hydraulic output measuring are provided; the scheme of piping layout of the well is presented, as well as the diagrams of pressure dynamic, temperature, and the chronology of the start of well operation during the innovative technology testing. The testing program has shown a practical possibility of gas wells that operate with an increased inflow of stratum water and reservoir management with abnormally low reservoir pressure. One of the most promising ways to ensure stable operation of the gas well stock under the conditions of water encroachment and at the late stage of production is presented.
KEYWORDS: NORTH-URENGOY FIELD, CENOMANIAN FIELDS, STRATUM WATER, GAS GATHERING LINE HEADER, SPECIAL GAS-DYNAMIC RESEARCH, WELL FLUID SEPARATION, ABSORBING STRATUM.
нологические потери в добыче газа и оказывает негативное влияние на окружающую среду. Поэтому проблема обеспечения устойчивой работы фонда скважин в условиях обводнения и низких пластовых давлений по-прежнему является актуальной.
РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ
В 2016 г. проведены специальные газодинамические исследования 35 скважин западного купола Северо-Уренгойского месторождения с замерами дебита воды с помощью передвижного газосепаратора ГС-63 и определением ее микрокомпонентного состава. По результатам промысловых и лабораторных исследований установлено:
- 12 скважин выносят преимущественно конденсационную воду;
- 8 скважин - смесь конденсационной и пластовой воды;
- 15 скважин - смесь пластовой и техногенной воды;
- максимальные дебиты воды до 31 м3 /сут зафиксированы по скважинам, в которых преобладает вода пластового типа;
- продуктивные характеристики исследованных скважин позволяют установить их устойчивый режим эксплуатации в ГСК при условии создания режима работы, обеспечивающего вынос жидкости с забоя.
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
В ООО «Газпром добыча Уренгой» инициированы работы по внедрению и апробации перспективных технологий добычи газа вместе с попутной водой. Успешно внедрена технология эксплуатации газовых скважин по концентрической лифтовой колонне (КЛК). Ранее бездействующая газовая скважина № 514 Уренгойского месторождения в ноябре 2013 г. оборудована КЛК и введена в опытно-промышленную эксплуатацию. После внедрения технологии КЛК скважина № 514 стабильно эксплуатируется на установке комплексной подготовки газа (УКПГ) 5.
Ввиду увеличения объемов попутно добываемой воды задача эксплуатации залежи в условиях АНПД и внедрения пластовых вод должна рассматриваться
комплексно и предусматривать технико-технологические решения по утилизации скважинной жидкости. Для решения данной задачи в 2017 г. разработана и реализована программа испытаний технологии эксплуатации газовой скважины сеноманской залежи Северо-Уренгойского месторождения с предварительной сепарацией потока и закачкой скважинной жидкости в поглощающий сеноманский горизонт. Проведены промысловые исследования эксплуатационной скважины № 15242 на стационарных режимах фильтрации газа [2] с замерами объема жидкости в сепараторе СГ-1000.00.00 и последующей ее закачкой в соседнюю поглощающую скважину № 15245.
ПРОГРАММА ИСПЫТАНИЙ
Перед проведением исследований бездействующая скважина № 15245 переведена в поглощающую. Для этого в скважине проведены глушение,извлечение подземного оборудования, изоляция газонасыщенной части пласта в интервале 1153-1178 м с установ-
Дренаж Drainage
Скважина № 15242 Well No. 15242
Скважина купа A well
in the cluster
i
Г
DU
Скважина № 15245 Well No. 15245
Газ сырой на УКПГ Raw gas at the gas treatment plant
Скважина куста A well in the cluster
■o>
Коллектор ГФУ Horizontal flare collector
Метанол на скважины куста с УКПГ Methanol at a well in the cluster of wells with the gas treatment plant
Рис. 1. Схема обвязки скважин куста газовых скважин 1524 Fig. 1. Pipework system of the wells of a gas wells cluster
- Давление устья Well-head pressure
1,8 1.7 1,1 1,5 1,4 1,3 1,2 1,1 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0
A
u:
Г1
ri^
18 17 16 15 14 13 12 11
Дата/Время Date/lime
— Температура устья Well-head temperature
Рис. 2. Динамика устьевых параметров скв. № 15242 при отработке на ГФУ 22-25.09.2017 г.
Fig. 2. The dynamic of the well No. 15242 well-head parameters when processed at the horizontal flare 22-25.09.2017
кой четырех цементных мостов, восстановление забоя в интервале 1179-1226 м и перфорация интервала 1184-1204 м. По данным промыслово-геофизических исследований от 20-21.09.2017 г., профиль приемистости следующий: интервалы 1184-1190 и 1199,1-1204 м - слабо принимающие, интервал 1190-1199,1 м интенсивно работает на поглощение. Общая приемистость составила 480 м3/сут.
Начиная с мая 2017 г. скважина № 15242 находилась в периодической эксплуатации. В продукции скважины присутствует пластовая вода сеноманской залежи. При запуске скважины в ГСК с устьевым давлением 0,88-0,98 МПа продолжительность ее работы на УКПГ составляла не более двух часов. Режим работы скважины был ограничен давлением ГСК. Скважина останавливалась по причине накопления воды на забое.
Конструкция эксплуатационной скважины № 15242:
- кондуктор 245 мм, 546,79 м;
- эксплуатационная колонна 168 мм, 1226,5 м;
- НКТ 101,6 мм, 1161 м;
- интервалы перфорации ПК11150-1167 м;
- искусственный забой 1211 м;
- текущий забой 1167 м.
Схема обвязки скважин куста
газовых скважин 1524 представлена на рис. 1.
Перед проведением исследований скважина № 15242 простаивала.
В период 22-25.09.2017 г. выполнялась отработка скважины на горизонтальную факельную установку (ГФУ) в целях вывода скважины на устойчивый режим работы с устьевым давлением 0,93 МПа, что соответствовало давлению ГСК куста 1524. Режимы отработки последовательно задавались диафрагмами ДИКТ-100 диаметром 28, 26, 32, 20, 18, 26, 24, 22 мм. При отработке скважины визуально наблюдался вынос воды. Отработка скважины на ГФУ показала, что при устьевом давлении 0,88 МПа и более скважина неработоспособна, наблюдается снижение термобарических и расходных параметров, происходит самозадавливание скважины.
25.09.2017 г. скважина № 15242 выведена на режим работы с Р = 0,83-0,85 МПа и Т = 7,5-9 °С.
у у
В 15:30 переведена в работу через сепаратор. Режим задавался диафрагмой ДИКТ-100 диаметром 22 мм. Режим работы скважины устойчивый. Дебит газа рассчитан по показаниям ДИКТ, дебит воды - по наполнению сепаратора. Зафиксированы следующие параметры: Р = 0,83 МПа, Т = 9 °С, Р =у 1,67 МПа,
у зтр
0г = 68,1 тыс. м/ сут, Qв = 32,7 м3/сут, М = 16,05 г/л. Расчетные значения
в '
Рза6 = 1,79 МПа, скорость потока у башмака НКТ V = 7,0 м/с. На по-
3 нкт '
глощающей скважине № 15245 давление оставалось на нулевой отметке, температура соответствовала температуре окружающей среды. В 17:40 25.09.2017 г. скважина
Продолжается подписка на второе полугодие 2019 г.
Успейте оформить на специальных условиях!
155И 0016-5581
ГАЗОВАЯ
ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
ЕЖЕМЕСЯЧНЫЙ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ И ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ ЖУРНАЛ. ИЗДАЕТСЯ ВХОДИТ В ПЕРЕЧЕНЬ РЕЦЕНЗИРУЕМЫХ НАУЧНЫХ ИЗ
« >
\
Щ
16 ИННОВАЦИИ В ОБЛАСТИ МОРСКОГО СТРОИТЕЛЬСТВА 01 <
ПРОЕКТ «ТУРЕЦКИЙ ПОТОК.
"МРАБОТКА ИНТЕРАКТИВНОЙ МОДЕЛИ ПРОЦЕСС "СОРБЦИИ •
ЛЯНОГО ГАЗА
106 ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ И ПРИНЦИПЫ ,.ИЯ Р- пО-ИК
ИНФОРМАЦИОННЫХ СИСТЕМ уп- ,<М> ЛЮЩЕ'"
/
АС О ГО
ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПАРТНЕР
Подробности у менеджеров: +7(495) 240-54-57 gp@neftegas.info
ГАЗОВАЯ
ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
Среднесуточные параметры скважин куста 1524 Average daily parameters of the cluster of wells No. 1524
Дата 15242 Сепаратор Separator 15245
Date Ру, МПа МУРа t, °С у Рзт, МПа MPa Р, МПа MPa t, °С QB, м3/сут m3/day Ру, МПа МУРа t, °С у
27.09 0,77 10,5 1,66 0,77 10,5 44,8 0 10,5
28.09 0,78 11,0 1,67 0,78 11,0 43,6 0 10,5
29.09 0,76 10,5 1,68 0,76 10,4 40,0 0 5,0
30.09 0,76 11,5 1,68 0,77 10,5 45,6 0 5,0
01.10 0,80 10,0 1,69 0,79 10,5 42,2 0 3,0
02.10 0,76 11,5 1,68 0,76 9,2 43,8 0 4,2
№ 15242 переведена в отработку на ГФУ, минуя сепаратор, на диа -фрагме ДИКТ-100 диаметром 22 мм.
26.09.2017 г. для проведения исследований скважины через сепаратор при ее работе в ГСК входное давление УКПГ-15 снижено с 0,88 до 0,74 МПа. В 11:41 скважина переведена в ГСК и в 12:03 переведена в работу через сепаратор. Выполнено два замера дебита воды. При этом дебит воды фиксировался по показаниям расходомера Micro Motion с учетом воды по накоплению сепаратора. Результаты двух замеров совпали. При работе в ГСК через сепаратор параметры работы скважины № 15242 следующие: P= 0,76 МПа, Т = 8 °С, Р = 1,65 МПа,
у 'у зтр
Qr = 78,8 тыс. м3/сут, 0в = 46,7 м3/сут, М = 18,06 г/л. Расчетные значения
в '
Р б = 1,78 МПа, V = 8,4 м/с. В 15:40
заб ' ' нкт '
скважина № 15242 переведена в ГСК, минуя сепаратор, с параметрами работы P = 0,75 МПа, Т = 7 °С,
Г у у
Р = 1,65 МПа.
зтр
27.09.2017 г. в 11:00 скважина переведена в работу через сепаратор с закачкой жидкости в поглощающую скважину № 15245 и устойчиво эксплуатировалась в ГСК куста 1524 УКПГ-15.
Параметры работы скважин куста 1524 при испытании технологии эксплуатации газовой скважины с предварительной сепарацией потока и закачкой скважинной жидкости в поглощающий сеноман-ский горизонт приведены в табл.
При проведении исследований скважины № 15242 из сепаратора отбирались пробы жидкости. По химическому составу вода относится к пластовым водам сеноманской газовой залежи с общей минерализацией 16-18 г/л.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Таким образом, проведенные специальные исследования показали:
- скважина № 15242 успешно эксплуатируется через сепаратор в ГСК с рабочими параметрами: Р = 0,76-0,80 МПа, Т = 10-11 °С
у у
и Qв = 42-45 м3/сут;
- при устьевом давлении более 0,83 МПа скважина неработоспособна, наблюдается снижение термобарических и расходных параметров, происходит само-задавливание скважины;
- технология добычи газа с предварительной сепарацией скважин-
ной жидкости и ее закачкой в поглощающий горизонт применима для эксплуатации сеноманских газовых скважин, работающих с повышенным притоком пластовой воды, при условии создания режима работы, обеспечивающего вынос жидкости с забоя;
- для применения технологии в зимний период необходима разработка и осуществление дополнительных технических решений по обогреву сепаратора и нагнетательной линии в поглощающую скважину.
Проведенные испытания на практике продемонстрировали возможность эксплуатации газовых скважин, работающих с повышенным притоком пластовой воды, в условиях разработки залежи с АНДП. Разработка инновационных технических решений совместного применения эксплуатации обводняющихся скважин по КЛК с сепарацией жидкости и ее закачкой в поглощающий горизонт является одним из наиболее перспективных направлений обеспечения устойчивой работы эксплуатационного фонда скважин на поздней стадии добычи газа. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. «Авторский надзор за реализацией проектных решений технологического проекта разработки сеноманской залежи месторождений Большого Уренгоя (Уренгойское и Северо-Уренгойское НГКМ) в 2017 году». М: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2017.
2. Р Газпром 086-2010 «Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин». М.: ООО «Газпром экспо», 2011.
REFERENCES
(1) Designer Supervision of the Design Solutions Implementation for the Technological Project Directed towards the Development of the Cenomanian Fields of the Bolshoi Urengoy (Urengoy and North Urengoy Oil-Gas Condensate Field) in 2017. M: «Gazprom Russian Research Institute for Natural Gases and Gas Technologies» Ltd.; 2017. (In Russian)
(2) Comprehensive Studies on Gas and Gas Condensate Wells Instruction. R Gazprom 086-2010; M.: «Gazprom Expo»; 2011. (In Russian)
