CC BY
113
УДК 622.279.5: [622.58:661.185.1]
В. С. Семенякин, К. И. Федянин ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ КОНДЕНСАТООТДАЧИ ПЛАСТА
При разработке газоконденсатных месторождений пластовая вода поступает в скважину, что приводит к накоплению жидкой фазы как в самой скважине, так и в призабойной зоне пласта (ПЗП). По мере разработки месторождения количество жидкой фазы в ПЗП увеличивается. Накопившаяся жидкость в виде конденсата и воды, проникая в пласт, существенно увеличивает фильтрационное сопротивление в ПЗП, снижая дебит газа и конденсата. Именно поэтому одним из главных способов повышения конденсатоотдачи пласта является снижение накопления жидкой фазы в ПЗП.
Существуют различные методы «осушки» скважины:
— применение поверхностно-активных веществ (ПАВ) в качестве диспергатора потока газа и жидкости для его перевода в эмульсионную структурную форму, что ведёт к образованию устойчивой пены;
— применение метанола для снижения плотности воды и ее выноса;
— изоляция водонасыщенных коллекторов или каналов притока воды в пласт. Однако, как показала практика, внедрение этого способа на скважинах Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) является нецелесообразным - зоны водопритока из-за высоких пластовых давлений в водоносном пласте не подаются кольматации, т. к. кольматант является блокирующим агентом, который легко проникает в коллектор, перекрывая доступ пластового флюида в скважину.
Анализ водопритока в скважинах АГКМ и выноса жидкой фазы на поверхность показал, что этот процесс связан с месторасположением башмака насосно-компрессорной трубы (НКТ).
Рассмотрим три варианта расположения башмака НКТ в скважинах АГКМ (рис. 1).
Башмак
Ж
Кровля . Продуктивный
_ пласт _Зона перфорации
Ж
Башмак
Зона
"перфорации
Башмак
Зона ✓—перфорации
Рис. 1. Схема конструкций скважины
б
а
в
— при расположении башмака НКТ в случаях а и б (рис. 1) нижняя часть эксплуатационной колонны заполняется жидкостью, т. к. скорость потока газа недостаточна для выноса жидкости из эксплуатационной колонны. Она на порядок ниже скорости в НКТ;
— когда НКТ располагается вблизи забоя (рис. 1, в), поток газа выносит жидкость из эксплуатационной колонны и скважина работает с высоким устойчивым дебитом длительное время, несмотря на значительное снижение пластового давления и поступление воды в скважину.
Однако и в варианте на рис. 1, в имеются недостатки:
— несмотря на то, что при большом водопритоке скважина будет функционировать продуктивнее и будет наблюдаться снижение дебита газа, может произойти заполнение жидкостью эксплуатационной колонны против зоны перфорации, что может привести к самозадавливанию скважины;
— при кольцевой форме потока не вся энергия пластового газа используется для ее выноса, вследствие чего часть жидкости стекает на забой, приводя к снижению дебита газа и конденсата.
В то же время можно добиться дисперсной формы потока путем использования энергии пластового газа, накапливающегося в затрубном пространстве. Этого можно достичь установлением второго ряда НКТ на башмаке фонтанного подъемника. В результате газ, скопившийся в затрубном (подпакерном) пространстве, будет поступать по кольцевому сечению, образованному двумя рядами НКТ, во внутреннее пространство фонтанного подъемника через отверстия, расположенные в нижней части НКТ. В этом случае необходимо увеличивать объемное газосодер-жание и переводить скважину на дисперсный режим работы, предотвращая сток жидкой фазы на забой скважины. Тогда газ, поступающий из пласта, будет выполнять полезную работу, обеспечивая более высокую скорость подъема газа и извлечения конденсата из ПЗП и самой скважины.
Этот метод «осушки» скважины может быть осуществлен с помощью «обратного» газлифта. В результате его использования создается дисперсная структурная форма потока газа и жидкости в самой нижней части НКТ, предотвращающая сток жидкости на забой скважины и обеспечивающая максимальное использование энергии пластового газа на вынос жидкой фазы.
Конструкция «обратного» газлифта приведена на рис. 2.
Рис. 2. Схема скважины с использованием «обратного» газлифта Преимущества «обратного» газлифта:
— весь газ, поступающий из пласта, будет выполнять полезную работу и обеспечивать более высокую скорость подъёма и извлечения жидкости из ПЗП;
— жидкостные пробки будут разрушаться газом;
— наружная поверхность НКТ, расположенная ниже пакера, не будет подвергаться интенсивной коррозии;
— дебит скважины будет увеличиваться за счет снижения забойного давления и увеличения депрессии на пласт.
Преимущества данного способа «осушки» скважины очевидны, в связи с чем на обводненных скважинах рекомендуется устанавливать на НКТ «обратный» газлифт.
Как видно из рис. 2, конструкция обратного газлифта проста, и его можно использовать на АГКМ, а также на других месторождениях газа, конденсата, нефти и газа.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Мищенко И. Т. Скважинная добыча нефти: учеб. пособие для вузов. - М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им И. М. Губкина, 2003. - 816 с.
2. Персиянцев М. Н. Добыча нефти в осложненных условиях: учеб. пособие для вузов. - М.: Недра, 1998. - 650 с.
Статья поступила в редакцию 27.10.2008
MEANS FOR INCREASING THE LEVEL OF CONDENSATE RECOVERY OF A LAYER
V. S. Semenyakin, K. I. Fedyanin
While the development of gas-condensate deposits, formation water is moving into a well, thus causing the accumulation of a liquid phase both in the well and bottomhole formation zone. Therefore, it is necessary to increase the level of condensate recovery of a layer, reducing the accumulation of a liquid phase in bottomhole formation zone. There are various methods of well "dehydration": application of surface-active substances and methanol, isolation of water-saturated collectors. At the same time it is possible to achieve a dispersed form of a flow using the energy of bedded gas collecting in a pipe space. This method of well "dehydration" can be carried out with the help of "opposite" gas lift.
Key words: gas-condensate fields, liquid phase, bottomhole formation zone, well "dehydration", condensate recovery, "dehydration" chinks, disperse form of a flow, gas lift.
