Обеспечение устойчивых технологических режимов эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождения с применением устьевых газоструйных аппаратов Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 622.279::621.694.2

Обеспечение устойчивых технологических режимов эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождения с применением устьевых газоструйных аппаратов

А.И. Пономарёв1*, В.С. Вербицкий2, А.Э. Фёдоров2, А.А. Ибатулин1

1 Уфимский государственный нефтяной технический университет, Российская Федерация, 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1

2 Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, Российская Федерация, 119991, г. Москва, Ленинский пр-т, д. 65, к. 1

* E-mail: pnmrv@mail.ru

Тезисы. На поздней стадии разработки газовых и газоконденсатных месторождений в условиях пониженного пластового давления и уменьшения дебитов скважин до критических значений на забое и в призабойной зоне пласта происходит процесс накопления жидкости, который приводит к неустойчивой работе и самопроизвольной остановке («самозадавливанию») скважин.

При кустовой схеме обвязки управление технологическими режимами скважин, вскрывающих различные эксплуатационные объекты, когда минимально допустимое для эксплуатации устьевое давление каждой скважины определяется противодавлением общего газосборного коллектора, еще более осложняется. В большинстве случаев при снижении устьевого давления одной из скважин до критического значения последняя переводится в бездействующий фонд до момента снижения линейного давления за счет выработки запасов и снижения потенциала остальных скважин. Известны несколько технологий интенсификации добычи газа из обводняющихся газовых скважин, позволяющие продлить их эксплуатацию и снизить темп падения дебитов газа. Однако все они наряду с преимуществами имеют недостатки, ограничивающие их применение.

В статье рассматривается возможность применения устьевых газожидкостных струйных аппаратов (ГЖСА) для повышения эффективности эксплуатации низконапорных газовых скважин, в продукции которых содержится пластовая жидкость. Указаны особенности эксплуатации газовых скважин Губкинского месторождения на поздней стадии разработки в условиях активного водопро-явления; проанализированы существующие методы удаления жидкости с забоя газовых скважин; предложены способ и технологические схемы повышения эффективности эксплуатации газовых скважин с помощью устьевых струйных аппаратов; отмечено, что теоретические и экспериментальные исследования двухфазного ГЖСА, так же как и опыт его промышленного применения, практически отсутствуют. Расчеты технологических режимов работы скважин с применением устьевых газоструйных аппаратов (ГА) и прогнозных уровней дополнительной добычи газа выполнены на основе результатов теоретических и экспериментальных исследований звуковых ГА с цилиндрической камерой смешения, проведенных в лаборатории РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина.

Добыча углеводородного сырья на завершающей стадии разработки газовых и газоконденсатных месторождений характеризуется низким энергетическим потенциалом пласта и неустойчивой работой скважин. В условиях пониженного пластового давления и уменьшения дебитов скважин до критических значений на забое и в при-забойной зоне пласта (ПЗП) происходит процесс накопления жидкости, который приводит к увеличению противодавления на пласт, ускоренному темпу падения добычи углеводородного сырья, переходу на эксплуатацию в периодическом режиме, а затем и к самопроизвольной остановке («самозадавливанию») скважин [1-3].

При кустовой схеме обвязки газовых скважин, вскрывающих различные эксплуатационные объекты, когда минимально допустимое для устойчивой работы устьевое давление каждой скважины определяется линейным давлением общего газосборного коллектора, ситуация еще более осложняется. В большинстве случаев при снижении устьевого давления одной из скважин до критического значения последняя временно переводится в бездействующий фонд до момента снижения линейного давления за счет выработки запасов и снижения устьевого давления остальных скважин куста [3].

Ключевые слова:

поздняя стадия

разработки

месторождений,

обводнение

газовых скважин,

повышение

эффективности

эксплуатации,

газожидкостный

струйный аппарат,

снижение устьевого

давления.

В настоящее время предложено много способов нейтрализации негативного влияния накопления жидкости в скважине на добычу газа и повышения эффективности эксплуатации обводняющихся газовых скважин [1, 2, 4]. Однако наряду с преимуществами каждый из них обладает недостатками, ограничивающими их применение. Из-за особенностей геолого-фильтрационных характеристик, климатических условий месторождений, а также исходя из соображений рентабельности технологий универсальных решений проблемы не существует. Далее в статье на примере эксплуатации газовых объектов Губкинского месторождения рассматриваются перспективы применения устьевых газоструйных аппаратов (ГА) как средства повышения эффективности эксплуатации низконапорных газовых скважин.

Методы удаления жидкости с забоя газовых скважин

Для предотвращения «самозадавливания» скважин на месторождениях, находящихся на завершающей стадии разработки, применяются различные геолого-технические мероприятия (ГТМ) (табл. 1):

• периодическое продувание ствола скважины с отработкой скважины на факельном устройстве;

• обработка ПЗП твердыми поверхностно-активными веществами (ПАВ);

• интенсификация притока газа (обработка ПЗП жидкими растворами ПАВ);

• снижение гидравлического сопротивления насосно-компрессорных труб (НКТ) за счет полимерного покрытия внутренней поверхности;

• ограничение водопритока в процессе капитального ремонта скважин (КРС) созданием

Таблица 1

Преимущества и недостатки ГТМ, применяемых при эксплуатации

обводняющихся газовых скважин

ГТМ Преимущества Недостатки

Периодическая «продувка» скважины Низкие экономические затраты; предупреждение гидратообразования Безвозвратные потери газа; отсутствие продолжительного эффекта

Обработка ПЗП твердыми ПАВ Обработка скважины без ее глушения; высокие антикоррозионные свойства ПАВ Положительный эффект отмечается не на всех скважинах (влияние состава пластовой воды / конденсационной фракции); отсутствие достаточного ассортимента ПАВ с требуемыми свойствами

Обработка ПЗП жидкими ПАВ Обработка скважины без ее глушения; высокие антикоррозионные свойства ПАВ; низкие экономические затраты Положительный эффект отмечается не на всех скважинах (влияние состава пластовой воды / конденсационной фракции); отсутствие продолжительного эффекта

Ремонтно-изоляционные работы для отсечения обводненных интервалов Ограничение водопритока в скважину Необходимость глушения скважины; экономические затраты на технологические операции КРС; положительный эффект уменьшается в процессе снижения пластовых давлений

Применение концентрических лифтовых колонн Стабильный вынос жидкости с забоя скважины Необходимость глушения скважины; высокие экономические затраты

Уменьшение диаметра НКТ Необходимость глушения скважины; экономические затраты на технологические операции КРС; отсутствие долгосрочной перспективы (ограничение минимальным диаметром)

Механизированный способ добычи (плунжерный лифт, газлифт и т.д.) Стабильный вынос жидкости с забоя скважины Высокие начальные экономические затраты

Применение МКУ Снижение устьевого давления скважины; поддержание необходимого линейного давления; увеличение добычи газожидкостной смеси Высокие капитальные и эксплуатационные затраты

Применение устьевых ГА Снижение устьевого давления скважины; поддержание необходимого линейного давления; низкие экономические затраты; простота монтажа Необходимо наличие потока высокого давления

водоизоляционного экрана и отсечением обводненного интервала скважины;

• реконструкция скважины путем замены подвески НКТ на трубы меньшего диаметра;

• перевод скважины с фонтанного способа эксплуатации на механизированный, например, на постоянный или периодический плунжерный лифт, газлифтную эксплуатацию и т.д.

• снижение устьевого давления газовых скважин, например, применением ГА или мобильных компрессорных установок (МКУ).

В качестве одного из возможных способов решения рассматриваемой проблемы предлагается метод снижения устьевого давления газовых скважин, что, в свою очередь, приведет к снижению забойного давления, увеличению фактической скорости потока на забое скважины, стабильному выносу жидкости с забоя скважины и увеличению добычи газа.

Применение ГА для повышения эффективности эксплуатации газовых скважин Губкинского месторождения

Проблема водопроявления и обводнения газовых скважин актуальна для Губкинского месторождения (рис. 1). Группа разрабатываемых газонасыщенных пластов нижнемеловой системы Губкинского месторождения демонстрирует тенденцию к увеличению количества скважин, для которых не выполняется условие обеспечения необходимой скорости потока на забое для полного и непрерывного выноса жидкости. При этом на месторождении есть несколько вышезалегающих пластов с высоким энергетическим потенциалом.

Среди широкого комплекса технологических решений, позволяющих снизить устьевое давление газовых скважин для уменьшения темпов падения добычи природного газа и обеспечения максимально полной выработки запасов, при наличии пласта с высокой энергией наиболее целесообразно применять ГА в связи с простотой, надежностью, дешевизной и энергоэффективностью этих аппаратов. ГА выполняет роль компрессора низконапорного газа, используя для этого потенциал скважин с высоким устьевым давлением, энергия которых на данный момент безвозвратно расходуется в штуцерных камерах [5].

Струйными аппаратами называются устройства (рис. 2), в которых осуществляется передача кинетической энергии высоконапорного потока газа низконапорному

Скв. 1

Рис. 1. Корреляционная схема-разрез пласта Губкинского месторождения с низким текущим энергетическим потенциалом. Каротажные диаграммы: ГК - гамма-каротажа; НГК - нейтронного гамма-каротажа; БК - бокового каротажа; ПС - потенциалов самопроизвольной поляризации

Рабочий поток

р' ^Р

Смешанный поток

Р

Р ,6

пр' ^-пр

Пассивный поток

Рис. 2. Принципиальная схема струйного аппарата:

Qр - расход рабочего потока (газа); Рр - рабочее давление; Qпр - расход пассивного потока (газа, газожидкостной смеси), Р - давление на приеме ГА; Рс - давление смеси на выходе ГА

с образованием смешанного потока [6]. Принципиальные схемы струйных аппаратов, а также процессы, происходящие в их проточных элементах, подробно описаны [7-9]. Основными элементами струйного аппарата являются рабочее (активное) сопло, приемная камера, камера смешения (КС) и диффузор. Далее под ГА будем понимать струйный аппарат, рабочим агентом которого является газ. ГА подразделяются на газоструйные эжекторы

ГА

РМ

р' ^р

оо

Смесь продукции двух скважин (Р =Р )

4 С ЛИН'

-ХЬ

Продукция скважины с высоким устьевым V давлением(Р ',<2 )

"х-

-X

р <

пр' -^пр

-Х-

Продукция обводненной газовой скважины

(Р ;2 )

4 Пр' 2-'Пр-'

ЧХ1

///////г////////

Система сбора

-X

х-

-X

/////////

Рис. 3. Принципиальная технологическая схема эжекторной установки снижения устьевого давления газовых скважин: Рлин - линейное давление

(ГЭ) для эжектирования газа струей газа и газожидкостные струйные аппараты (ГЖСА) для эжектирования жидкости или газо-жидкостной смеси струей газа [9].

На рис. 3 представлена принципиальная технологическая схема эжекторной установки снижения устьевого давления газовых скважин Губкинского месторождения. За счет разрежения давления потока, создаваемого на выходе из сопла ГА при истечении через него газа высокого давления (2 Рр), происходит снижение давления на приеме ГА (2 Р ) - в нашем случае устьевого давления обводненной газовой скважины - до значения, при котором происходит полный и непрерывный вынос жидкости с забоя скважины. Далее в камере смешения ГА происходит смешение продукций участвующих в процессе скважин и восстановление давления до значения линейного давления в системе сбора (Рс = Р^).

Характеристики работы ГА

Один и тот же струйный аппарат может работать в различных режимах и при различных соотношениях начальных параметров смешиваемых потоков. Характеристикой струйного аппарата называется зависимость между его параметрами и условиями работы. Экспериментально либо расчетом можно получить разнообразные характеристики, однако наибольший интерес представляют обобщенные характеристики, позволяющие одним графиком охватить всю область возможных режимов работы аппарата.

На рис. 4 представлены огибающие характеристики работы ГА, полученные путем обобщения зависимостей оптимальных значений

Р.

относительной степени сжатия

Р„,

и коэф-

ПРс0

фициента инжекции ГА от степени расширения рабочего потока —— для различных компо-

Рпр

новок ГА [9]. Обобщенные огибающие характеристики (см. рис. 4) представляют собой зависимости достижимого коэффициента инжекции и и оптимального безразмерного геоме-

/

трического параметра/' (/' , где /с - пло-

3с

щадь поперечного сечения камеры смешения ГА; / - площадь поперечного сечения сопла ГА) от относительной степени сжатия, создаваемой ГА. Они отражают оптимальные режимы работы для ГА с определенным значением /'.

Подбор низконапорных газовых скважин Губкинского месторождения для опытно-промышленных испытаний газоструйной технологии

Для подбора скважин-кандидатов на использование газоструйной технологии проанализированы режимы работы газовых скважин Губкинского месторождения. Так, скв. 1, вскрывающая высокообводненный пласт нижнемеловой системы, находится в бездействующем

1 1 1 ! i ! i 1 !i

i /,'

!/ ni \ 'i'

1 V) / ,1 / !/ if / ' 1 !

1 1 1 о, "o / i > a / / " J" L'/ . nJ i -

ur i 1 1/ i —"чэ i1 1

M ч i y i 1 ! 1 1

Р/Р

с nj

4,0

3,5

3,0

2,5

2,0

1,5

22 20 f '

1,0

18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 0

P/P

с nj 2,0

0,4 0,8

1,2 1,6 2,0 2,4 2,8

3,2

U

и.г(опт)

22 20

f '

18 16 14 12 10 8 6 4 2

P/P :

P пр

О 8

о 6

д 5

х 4

- 3

+ 2,5

б

и.ж(опт)

Рис. 4. Обобщенные огибающие характеристики ГЭ (а) и ГЖСА (б): зависимости относительной степени сжатия ГА от достижимого коэффициента инжекции по газу (ии.г(опт)) и жидкости (ииж(опт)) и оптимального безразмерного геометрического параметра /' для различных значений перепада

давления Рс/Рпр, создаваемого ГА

а

0

фонде по причине прекращения фонтанирования в связи с накоплением жидкости на забое, что свидетельствует о практическом равенстве фактической скорости потока на забое скважины и критической скорости, необходимой для бесперебойного выноса жидкости.

В табл. 2 представлены параметры фактического режима работы скв. 1 Губкинского месторождения в шлейф перед самопроизвольной остановкой и последующими опытно-промысловыми испытаниями (ОПИ) газоструйной технологии.

Таблица 2

Параметры фактического технологического режима работы скв. 1 Губкинского месторождения перед ОПИ газоструйной технологии

Штуцер, мм Буферное давление, кг/см2 Дебит газа, тыс. м3/сут Дебит стабильного конденсата, т/сут СЧ

10 48,0 61,6 8,2 3,4

Для повышения эффективности эксплуатации скв. 1 предложено снизить устьевое давление за счет использования ГА. С целью проверки целесообразности применения ГА проведен прогнозный расчет добычи с учетом использования устьевого ГА. В табл. 3 и на рис. 5 представлены результаты прогнозного расчета добычи газа скв. 1. на период с ноября 2017 г. по ноябрь 2018 г. Видно, что при использовании ГА, позволяющего снизить устьевое давление скважины на 11 атм, происходит снижение забойного давления скважины, увеличение депрессии на пласт, фактической скорости потока и дебита газа с полным выносом жидкости с забоя скважины.

Подбор ГА для скважин Губкинского месторождения

Расчет характеристик работы ГА (см. технологические схемы на рис. 2, 3) и его подбор к конкретным условиям эксплуатации скважины осуществляется по методике, описанной ранее [9]. В табл. 4 представлены исходные данные о планируемом технологическом режиме работы низконапорной и высоконапорной скважин, а также результаты расчета технологических параметров и геометрических размеров ГА.

Использовался следующий алгоритм расчета [9]:

1) степень сжатия ГА определяется как Р, МПа

Рщ, МПа

2) максимально возможная степень расширения рабочего потока по параметрам

скважины-донора - как

Рр, МПа Рпр, МПа'

3

а

ц

ли .г

б

а 1

аТ е

РЧ

е

р

б

я

о

=

щ

р

б

я

т

к

о

в

*

Г

м

о

д

о

в

в

о

<

Г

и

и

н

а

в

о

г*

Л

л

о

п

с

и

и

р

п

я

и

н

е

о

р

о

т

с

е

м

о

г

о

к

с

н

и

к

б

у

Г

1

.в

к

с

о

п

а

т

а

с

н

е

д

н

о

к

и

а

Я

г

и

ч

ы

б

о

д

т

е

ч

с

а

р

й

ы

н

о

н

г

о

р

П

^ I не 17гг 5 ООО са 20 и " 1 1 73,3 0°8 ОО 0°„ с^ 2,42 3,28

§ г-!« Л с §2 оо £ " ^ 26,5 <4 1 1 1 1 1 1

чс1дкон 1,40 0,17 70,9 ^ ОО 2,46 3,26 +

хж> 2,19 0,26 71,3 ЧО ОО 2,45 3,26 +

хнээ 3 2, 0,26 71,7 ЧО ОО ОО 2,45 3,26 +

хав 2,21 0,27 7 ОО 2,44 3,27 +

<ШОП1 2,23 0,27 72,5 ОО с^ 2,43 3,27 +

2018 г анош 2,17 0,26 72,9 ОО ОО 2,43 3,28 +

шгш 2,25 0,27 73,3 0^7 ОО 0°„ с^ 2,42 3,28 +

ч!нв 2,19 0,26 73,7 ОО ОО ОО 2,42 3,28 +

хЛви 2,28 0,27 74,2 С^7 ОО 2,41 3,29 +

ч!аэф 2,07 0,25 74,5 ОО 2,41 3,29 +

анк 2,30 0,28 75,0 2,40 3,29 +

у 'ЖЙ/ 2,31 0,28 75,4 2,40 3,30 +

01 2 <йдион 0,75 0,09 75,5 2,39 3,30 +

хж> 1

с/м, « о б а з с ти с соидк

а с о н

Параметры Добыча газа, млн м3 Добыча конденсата, тыс. т Дебит газа, тыс. м3/сут Дебит конденсата, т/сут Устьевое давление, МПа Забойное давление, МПа ын в « 1 Й б о е н о н ь аим £ с о р орк о Скорость потока на забое, м/с Обеспечение выноса жидкости (±)

£ 80

70

60

50

ю А

« 40

— Уст шовка ГА

— дебит газа Давление: — забойное . — устьевое

30

20

10

у у 1-; у у у 1-; у 1 1 1 1 у у

ОО 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00

о о о о о о о о о о о о о о о

а ■£ а СХ ■£ Л £ и ¡а >§ £ | Н о & ■£ & ¡5 Л а

ю ю ю й и 2 ^ ю ю ю ю

а « й Л 2 а к к « й

£ о о к ИЗ * 19 © 3 < X < Е 8 п £ о о к 8

Рис. 5. Графики изменения параметров работы скв. 1 при использовании ГА

6

5

4

3

2

1

0

Таблица 4

Основные технологические параметры работы ГА

Рр, МПа 10,13...13,17

бр, тыс. м3/сут 100.. .120

Состав рабочего (высоконапорного) потока скважины- донора СН4 - 98 %

Диаметр сопла, мм 10

Диаметр камеры смешения, мм 24,5; 26,5; 28,3

Расстояние от среза выходного сечения сопла до входа в камеру смешения, мм < 12

Длина камеры смешения, мм 244,95; 264,58; 282,84

Длина диффузора, мм 428,66; 463,01; 494,97

Рпр, МПа 2,5.3,5

бпр газа, тыс. м3/сут 70.85

бпр жидкости, м3/сут 10.12

Рс, МПа 4,0

3) максимально возможный массовый коэффициент инжекции ГА

и = ■

би Ри(с.у)

а.

^р(с.у) Ч

(1)

бр(макс)Р

где би - объемный расход пассивного потока, м3/с; бр(макс) - максимальный объемный расход рабочего потока, м3/с; ри(су) - плотность пассивного потока в стандартных условиях, кг/м3; рр(су) - плотность рабочего потока в стандартных условиях, кг/м3; Ои - массовый расход пассивного потока, кг/с; Ор - массовый расход рабочего потока, кг/с;

4) с учетом известных значений и,

РР_

Р.

и рис. 4б для ГСЖА) определяют соотношение /' для газового и газожидкостного низконапорного потоков соответственно (последовательность определения /' графоаналитическим методом показана на номограммах пунктирными стрелками);

5) из совместного решения уравнения для площади поперечного сечения сопла

Г =<. Л 4

(2)

и уравнения массового расхода рабочего газа через звуковое сопло ГА, кг/с,

Р

и по номограммам (см. рис. 4а для ГЭ

2(к-1) ( к к +11 IЯ

где д - коэффициент расхода сопла; Тр - температура рабочего потока, К; к - показатель адиабаты; Я - индивидуальная газовая постоянная, Дж/(кгК), получают выражение для определения диаметра звукового сопла ГА, м:

( =

(4)

лррц

( 2 ^ 2(к-1) | ' к V

1 к+1 ] V Я )

(„„ = (

6) диаметр камеры смешения ГА /

<1 КС /

м;

(5)

7) расстояние от среза выходного сечения сопла до входа в цилиндрическую камеру смешения выбирается минимальным (желательно, чтобы срез выходного сечения сопла находился на срезе входного сечения камеры смешения);

8) длина цилиндрической камеры смешения звукового ГА

Г = 4,3(„„;

9) длина диффузора ГА

Гдиф

( -25 — (

ВЫХ.Д СТ.Д КС

2.811

(6)

(7)

где (вых.д - диаметр выходного сечения диффузора, м; 5ст.д - толщина стенки диффузора, м; а - угол раскрытия диффузора, град. При этом оптимально длина диффузора должна попадать в диапазон ¿0ТН.дИф(0ПТ) = (15.. .20)^.

На Губкинском месторождении наблюдается тенденция к увеличению количества скважин, на которых в ближайшее время не будет выполняться условие обеспечения скорости потока газа на забое, необходимой для полного и непрерывного выноса жидкости. При этом на месторождении есть несколько вышезалега-ющих пластов с высоким потенциалом - пластовым давлением, ввод которых запланирован на более поздний период, однако для повышения эффективности эксплуатации низконапорных скважин их можно ввести в разработку с опережением и использовать в качестве доноров.

Выполненная оценка применимости тех-нолшогии ГА для повышения эффективности эксплуатации низконапорных обводняющихся газовых скважин Губкинского месторождения явилась обоснованием опытно-промысловых испытаний ГА в качестве альтернативы традиционным способам эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки залежей, активная подготовка к которым ведется в настоящее время.

Список литературы

1. Ли Дж. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин:

пер. с англ. / Дж. Ли, Г.В. Никен, М. Уэллс; науч. ред. С.Г. Вольпин, И.В. Шулятиков. -М.: Премиум Инжиниринг, 2008. - 365 с. -(Промышленный инжиниринг).

2. Грицишин Д. Н. Новые технологии эксплуатации газоконденсатных скважин с низкими устьевыми параметрами

на Уренгойском НГКМ / Д.Н. Грицишин, Ю.Б. Салихов, Н.А. Цветков и др. // Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса: сб. науч. тр. ООО «Уренгой-газпром». - М.: Недра, 2003. - С. 158-166.

3. Калиновский Ю.В. Определение газосодержания в расчетах многофазных потоков обводняющихся газоконденсатных скважин / Ю.В. Калиновский,

A.И. Пономарёв, Г.А. Ланчаков и др. // Газовая промышленность. - 2010. - № 13. - С. 52-54.

4. Шестерикова Р.Е. Обеспечение устойчивой эксплуатации газосборных сетей и скважин при добыче низконапорного газа /

Р.Е. Шестерикова, Е.А. Шестерикова // Газовая промышленность. - 2015. - № 772. - С. 64-68.

5. Кульков А.Н. Перспективы использования эжекторной технологии в газовой промышленности / А.Н. Кульков,

Ю.Б. Салихов, Н.Р. Колушев и др. // Проблемы эффективности производства на северных нефтегазодобывающих предприятиях: материалы НТК. - М.: ИРЦ Газпром, 1994. -Т. 1. - С. 127-143.

6. Дроздов А. Н. Применение установок погружных гидроструйных насосов

с двухрядным лифтом для эксплуатации осложненных скважин / А.Н. Дроздов,

B.А. Териков // Нефтяное хозяйство. - 2009. -№ 6. - С. 68-72.

7. Соколов Е.Я. Струйные аппараты / Е.Я. Соколов, Н.М. Зингер. -

М.: Госэнергоиздат, 1989. - 300 с.

8. Drozdov A.N. Prospects of development of jet pump's well operation technology in Russia / A.N. Drozdov, N.A. Drozdov // SPE Russian Petroleum Technology Conference held in Moscow, Russia, 26-28 October 2015. -SPE-176676-MS.

9. Fedorov A.E. Experimental studies and analysis of gas-jet device's operation characteristics for oil and gas production in abnormal operating conditions / A.E. Fedorov, V.S. Verbitsky, K.A. Goridko // SPE Russian Petroleum Technology Conference held in Moscow, Russia, 24-26 October 2016. - SPE-181956-MS.

Provision of stable technological regimes for gas wells operation at late stage of field development using well-head gas-jet devices

A.I Ponomarev1*, V.S. Verbitskiy2, A.E. Fedorov2, A.A. Ibatulin1

1 Ufa State Petroleum Technological University, Bld. 1, Kosmonavtov street, Ufa, 450062, Russian Federation

2 Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University), Bld. 1, Estate 65, Leninskiy Prospect, Moscow, 119991, Russian Federation

* E-mail: pnmrv@mail.ru

Abstract. At a late stage of development of gas and gas-condensate fields in conditions of reduced pore pressure and decrease of well outputs down to critical values, the liquid accumulates in a bottomhole and in a critical bed zone. This process leads to unstable work and spontaneous shutdown ("self-killing") of wells.

In case of cluster connections, it is even more difficult to control technological regimes of wells which expose different production facilities, when operational margin of minimal head pressure for each well is determined by the counter pressure of a common gas collector. Mostly, at critical reduction of the head pressure in one of wells it is attributed to an idle fund till the linear pressure will decrease due to exhaustion of reserves and shortening of potential of other wells. Few techniques for stimulation of flooded gas wells are known. They afford prolongation of well operation and slowing down reduction of gas outputs. However, except advantages all of them have disadvantages, which limit their application.

The article studies chances to use well-head gas-jet devices for rising efficiency of low-pressure gas wells which products contain bed fluids. The peculiarities of Gubkin field gas wells operation in conditions of active water exposure at a late stage of field development are listed; the applied methods of liquid removal from well bottoms are analyzed; a new method and technological charts aimed at increase of gas wells' performance using well-head jet devices are suggested. It is stressed that there are hardly any theoretical and experimental test results for a two-phase gas-jet device, as well as there is no experience of its industrial application. Calculations in respect to technological regimes of well operation together with gas-jet devices and forecasts of additional gas outputs are done on the basis of data acquired in course of theoretical and experimental research of acoustic gas-jet apparatuses with a cylindrical mixing chamber (tests were carried out in a laboratory of Gubkin Russian State University of Oil and Gas).

Keywords: late stage of field development, gas wells drowning, increase of operation efficiency, gas-jet device, reduction of well-head pressure.

References

1. LEA, James F., Henry V. NICKENS, Mike R. WELLS. Gas well deliquification. Solution to gas well liquid loading problems [Ekspluatatsiya obvodnyayushchikhsya gazovykh skvazhin. Tekhnologicheskiye resheniya po udaleniyu zhidkosty iz skvazhin]. Translated from English. Moscow: Premium Inzhiniring, 2008. (Russ.).

2. GRITSISHIN, D.N., Yu.B. SALIKHOV, N.A. TSVETKOV et al. New technologies for operating gas-condensate wells with low head parameters at the Urengoy oil-gas-condensate field [Novyye tekhnologii ekspluatatsii gazokondensatnykh skvazhin s nizkimi ustyevymi parametrami na Urengoyskom NGKM]. In: Issues of Urengoy fields development [Problemy osvoyeniya mestorozhdeniy Urengoyskogo kompleksa]: collected transactions of the Urengoy-gazprom LLC. Moscow: Nedra, 2003, pp. 158-166. (Russ.).

3. KALINOVSKIY, Yu.V., A.I. PONOMAREV, G.A. LANCHAKOV et al. Determination of gas content while designing multiphase flows of water-producing gas-condensate wells [Opredeleniye gazosoderzhaniya v raschetakh mnogophasnykh potokov obvodnyayushchikhsya gazokondensatnykh skvazhin]. Gazovaya Promyshlennost. 2010, no. 13, pp. 52-54. ISSN 0016-5581. (Russ.).

4. SHESTERIKOVA, R.Ye., Ye.A. SHESTERIKOVA. Providing steady operation of gas-gathering systems and wells at production of low-pressure gas [Obespecheniye ustoychivoy ekspluatatsii gazosbornykh setey i skvazhin pri dobyche nizkonapornogo gaza]. Gazovaya Promyshlennost. 2015, no. 772, pp. 64-68. ISSN 0016-5581. (Russ.).

5. KULKOV, A.N., Yu.B. SALIKHOV,N.R. KOLUSHEV et al. Outlooks for application of an ejector technology in the gas industry [Perspektivy ispolzovaniya ezhektornoy tekhnologii v gazovoy promyshlennosti]. In: Issues of production performances at northern oil-gas-producing enterprises [Problemy effektivnosti proizvodstva na severnykh neftegazodobyvayushchikh predpriyatiyakh]: proc. of a scientific-technical conference. Moscow: IRTs Gazprom, 1994, vol. 1, pp. 127-143. (Russ.).

6. DROZDOV, A.N., V.A. TERIKOV. Application of drowned water-jet pump installations with a double-row elevator for operation of complicated wells [Primeneniye ustanovok pogruzhnykh gidrostruynykh nasosov s dvukhryadnym liftom dlya ekspluatatsii oslozhnennykh skvazhin]. Neftyanoye Khozyaystvo. 2009, no. 6, pp. 68-72. ISSN 0028-2448. (Russ.).

7. SOKOLOV, Ye.Ya., N.M. ZINGER. Jet apparatuses [Struynyye apparaty]. Moscow: Gosenergoizdat, 1989. (Russ.).

8. DROZDOV, A.N., N.A. DROZDOV. Prospects of development of jet pump's well operation technology in Russia. In: Transactions of SPE Russian Petroleum Technology Conference held in Moscow, Russia, 26-28 October 2015. SPE-176676-MS.

9. FEDOROV, A.E., V.S. VERBITSKY, K.A. GORIDKO. Experimental studies and analysis of gas-jet device's operation characteristics for oil and gas production in abnormal operating conditions. In: Transactions of SPE Russian Petroleum Technology Conference held in Moscow, Russia, 24-26 October 2016. SPE-181956-MS.