CC BY
63ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
и.в. шулятиков, к.т.н., ООО «ВНИИГАЗ», и.в. мельников, ООО «Газпром добыча Надым»
технология и оборудование для повышения производительности газовых скважин на заключительном этапе разработки газовых месторождений
Впервые в мире разработан и испытан плунжерный лифт для газовых скважин для лифтовых колонн Ду=168 мм. За счет удаления жидкости из лифтовых колонн прекратится самозадав-ливание скважин и увеличатся отборы газа.
На поздней стадии разработки всех газовых месторождений эксплуатация скважин осложняется из-за скопления воды. В результате уменьшаются рабочие дебиты, происходит самозадавли-вание и скважины перестают работать. Чтобы поддерживать работоспособность скважин и обеспечивать добычу, необходимо периодически удалять скапливающуюся жидкость. Основным геолого-техническим мероприятием для удаления накопившейся жидкости в России является технологическая продувка скважин в атмосферу. В среднем, такие продувки проводятся раз в 3-5 дней. При этом в периоды между продувками скважины работают с постоянно уменьшающимися дебитами, а из-за этого добывные возможности скважин используются не полностью. Кроме того, с каждым годом возрастают объемы безвозвратных потерь газа и ухудшается экологическая обстановка.
Добыча газа из уникальных крупнейших газовых месторождений России - Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского и др., расположенных в районах Крайнего Севера, осуществляется за счет скважин, оборудованных лифтовыми колоннами из труб больших диаметров - Ду=168 мм. Из полутора тысяч таких скважин добывается значительное количество газа в России. Количество технологий, которые могут использоваться для удаления жидкости из скважин с лифто-
выми колоннами больших диаметров и в суровых условиях Крайнего Севера сильно ограничено.
На газовых месторождениях США и Канады, где эксплуатируется почти 600 тысяч газовых скважин, для удаления воды из скважин широко применяется плунжерный лифт (им оборудовано более 100 тысяч скважин). Но более 95% газовых скважин в США и Канаде оборудованы лифтовыми колоннами малого диаметра - 60 и 73мм. Скважин, оборудованных лифтовыми колоннами 114-168 мм в мире практически нет, как и месторождений, разрабатываемых в районе полярного круга (кроме Аляски). В результате, оборудование плунжерного лифта, применяемое в мире, совершенно не подходит для российских условий.
На скважинах газовых месторождений России в период 1963-1995 гг. также применялся плунжерный лифт в скважинах с лифтовыми колоннами 60-73-89 мм с плунжером типа «летающий клапан». Его особенность в том, что он состоит из двух независимых деталей - цилиндрического корпуса и шара. Плунжер с жидкостью поднимается потоком газа до устья скважины. В конце подъема плунжер достигает верхнего ограничителя хода. Разделившись на две механически не скрепленные секции, корпус и шар за счет избыточной массы спускаются в восходящем потоке газа. Процессы спу-
ска и подъема повторяются до тех пор, пока не потребуется извлечь плунжер из скважины. При использовании плунжерного лифта непрерывного действия вода постоянно удаляется. Стекание на забой скважины воды, конденсирующейся за счет охлаждения потока газа, при работе плунжерного лифта полностью исключается. Скорости спуска шара и корпуса плунжера превышают скорость стекания воды по лифтовой колонне. В результате на забой скважины и в продуктивный пласт конденсационная вода не поступает, пласт не намокает и не разрушается. Пластовая вода удаляется из скважины по мере поступления из пласта в лифтовую колонну.
В России на базовых месторождениях ОАО «Газпром» эта технология (как и остальные) не использовалась, так как для скважин с лифтовыми колоннами больших диаметров Ду=114ч-168 мм до сих пор не было отечественного и зарубежного специального оборудования. Известные технические решения оборудования для плунжерного лифта нельзя было механически доработать путем увеличения размеров. Любое увеличение размеров сопровождается значительным увеличением массы и, следовательно, силы ударов. Например, обычный плунжер для лифтовой колонны ду=60 мм весит 5-7 кг. Простая модернизация такого плунжера для лифтовой колонны Ду=168 мм приведет
68 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
\\ № 5 \\ май \ 2003
Рис. 1. Диаграмма работы плунжерного лифта
к увеличению массы до 70-90 кг. Кроме того, во всех известных зарубежных установках плунжерного лифта скважину периодически останавливают для накопления газа перед началом подъема плунжера. В скважинах месторождений сеноманских залежей останавливать скважину перед началом подъема плунжера нельзя, так как вода стекает под плунжер и он поднимется к устью скважины без воды. Небольшие депрессии на пласт (1-3 атм.) и наличие пакера не позволит накопить достаточную энергию, чтобы поднять плунжер весом даже 20 кг.
Для удаления жидкости из скважин с лифтовыми колоннами больших диаметров месторождений Крайнего Севера потребовалось разработать принципиально новые технические решения для установок плунжерного лифта и новые технологии его эффективного применения: плунжеров, устьевого и подземного оборудования и технологии использования плунжерного лифта в скважинах с лифтовыми колоннами больших диаметров без остановки для накопления газа. Диаграмма работы плунжерного лифта изображена на рис. 1.
Ранее в СССР и сейчас в мире плунжеры изготавливают из высокопрочных материалов, в основном из стали. Новый плунжер изготавливается из полиуретана или титанового сплава, а шар из специальной резины. В результате стало
возможным изготавливать каждый элемент малого веса (от 1 до 5 кг). Элементы плунжера («летающего клапана») - корпус и отделяемый элемент - имеют обтекаемую форму, поэтому обладают малым гидравлическим сопротивлением. В результате уменьшается сила ударов об оборудование скважины, исключаются его поломки и увеличивается надежность в работе.
В процессе работы было найдено принципиально новое техническое решение, заключающееся в использования современных упругих материалов. В результате впервые в мировой практике стало возможным использовать плунжерный лифт в скважинах с лифтовыми колоннами больших диаметров - 114 - 168 мм и больше. Прямоточная конструкция корпуса обладает малым весом и, следовательно, для её подъема вместе с нижней секцией требуется меньшее давление газа. Поэтому стало возможным увеличить размер кольцевого зазора между корпусом и трубой. В результате плунжерный лифт стало возможным применять в скважинах без специальной подборки труб лифтовой колонны, в скважинах с очень малыми дебитами газа. Разработанные новые технические решения плунжера защищены двумя патентами на изобретения в России, Канаде, Америке и других государствах. После создания новой конструкции двухсекционного плунжера из упругих
материалов были разработаны несколько новых технологий, позволяющих существенно расширить возможности использования плунжерного лифта в скважинах:
• учитывающих массу секций корпуса плунжера и отделяемого элемента,
• путем разделения секций на устье скважины без использования ограничителя хода плунжера ударного типа, а только за счет кратковременного, на несколько секунд, перекрытия потока газа скважины;
• путем осуществления контроля за работой плунжера по изменению температуры потока газа на устье скважины.
В ранее известных и используемых установках плунжерного лифта в конструкциях нижнего и верхнего ограничителей хода плунжера для смягчения ударов плунжера использовались различные демпфирующие устройства, в основном пружины. Пружины не выдерживали ударных нагрузок при падении плунжера в газовой среде и при отсутствии жидкости над нижним ограничителем хода плунжера. Новая конструкция плунжера из упругих материалов деформируется в момент удара и восстанавливает свою форму после удара, а сила удара смягчается каждой секцией плунжера. Для ограничения движения плунжера и его секций, изготовленных из упругих материалов, не требуется специальных приспособлений для смягчения ударов.
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ эксплуатация скважин \\ 69
эксплуатация скважин
180 -і— ПрОДуЭО
160 ■ — / Дебит rasa г*
1*0 f * jj —W—"— г^г - f \ / г
■ Устаювлгч ^Г^гьг.і -
^ 100- J r-l плунжера fi лифт ,, ч
3 и У І M 4 I Ал ь
S 1 40 - J
У Язв ленде в шлейфе
0
13.1 ав.1 125 ттл 1эл аз 1?д 3?а и* гп ил зев нг зе? из* г** 9$ г*.* $.н> Ди 4, Аеч> ыегчц (ЮЭЭ юд1
Рис. 2. Диаграмма изменения дебита газа при работе плунжерного лифта и без него
Для ограничения движения плунжера в нижней части лифтовой колонны была разработана новая конструкция нижнего ограничителя хода, а для разделения секций плунжера в верхней части лифтовой колонны - верхний ограничитель хода. Новые технические решения ограничителей хода плунжера защищены двумя патентами на изобретения в России.
Обычно для перевода скважин на эксплуатацию с плунжерным лифтом заменяли ранее использованную устьевую фонтанную арматуру скважин на специальную. Процедура замены трудоемка и требуются значительные финансовые затраты. Для упрощения процедуры перевода на эксплуатацию с плунжерным лифтом были разработаны новые конструкции крестовин и тройников для устьевой фонтанной арматуры, технические решения которых также защищены двумя патентами на полезные модели России.
На газовых месторождениях плунжерный лифт обычно начинают применять в период падающей добычи и на заключительной стадии разработки. В большинстве эксплуатационных скважин на разрабатываемых месторождениях подземное оборудование скважин, установленное в период строительства, не приспособлено для использования плунжерного лифта.
Например, во многих скважинах в составе лифтовой колонны (Ду=168мм) при строительстве скважин использованы пакеры, стволовой проход которых существенно меньше проходного канала труб лифтовой колонны и плунжер мо-
жет поднимать воду, накапливающуюся только выше пакера. В таких скважинах ниже ограничителя хода плунжера вода накапливается и в нижней части скважины. В результате скважина прекращает работу из-за этих скоплений жидкости. Для скважин, в которых плунжер не может перемещаться по всей длине лифтовой колонны, разработано новое техническое решение, заключающееся в установке дополнительной лифтовой колонны меньшего наружного диаметра, чем сужение в пакере в ранее установленную лифтовую колонну. Новое техническое решение защищено патентом России на изобретение.
Для перевода скважины на эксплуатацию плунжерным лифтом достаточно всего несколько часов и нет необходимости в глушении скважины. В нижней части лифтовой колонны устанавливают ограничитель хода плунжера, а выше крестовины или тройника фонтанной елки - верхний ограничитель хода плунжера. В интервале между ограничителями диаметры проходных каналов (стволового прохода): труб, узла подвески лифтовой колонны в фонтанной арматуре, задвижек, крестовины и других компонентов фонтанной елки должны быть одного размера в пределах, ограниченных стандартными допусками размеров на изготовление труб.
Идея использовать упругие материалы для изготовления плунжера родилась в 2002 г. (Патент РФ № 2214504, Патент США № US7270187,Заявка в Канаде СА2483058). Затем на газовом промысле № 1 Медвежьего ГКМ (ООО «Газпром добыча Надым») в 2005 г. был построен
экспериментальный стенд для испытаний плунжеров, в состав которого входили элементы внутрискважинного и устьевого оборудования скважин. После многочисленных испытаний и доработок конструкции плунжеров и ограничителей хода в феврале 2006 г. плунжерный лифт был впервые запущен на скважине № 623 Медвежьего ГКМ, оборудованной лифтовой колонной Ду=168 мм. Ресурс первых плунжеров составлял 3-5 суток. Постепенно применение новых материалов позволило довести ресурс плунжера до 7.5 месяцев. За время работы плунжерного лифта полностью прекратились технологические продувки скважин. В
2008 г. плунжерный лифт используется в скважинах №№ 502, 623, к середине
2009 г. планируется перевести еще 10 скважин на эксплуатацию плунжерным лифтом, а в процессе реконструкции Медвежьего ГКМ в 2010-2011 годах планируется оборудовать почти 30% эксплуатационного фонда скважин (сейчас готовится проектная и рабочая документация). На рис. 2 представлена диаграмма изменения дебита газа и давления до установки плунжера и после установки в скважину № 502.
В результате использования плунжерного лифта на скважинах № 623 и 502 по самым скромным оценкам объем добычи газа увеличился на 30-40%.
В ближайшие годы применять плунжерный лифт для удаления воды из скважин планируется также на Уренгойском и Ямбургском НГКМ.
Литература:
1. 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/ Обз. информ.: Приложение к журналу «Наука и техника в газовой промышленности». Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2005. - с.103.
2. Medko, V.V., Shulyatikov,I.V. Operation of Wells on the Medvezhie Gas Field on the Basis of Plunger Lift at a Final stage of the Field Development// Reports, XXIII International Gas Conference : (June of2006, Holland). - Amsterdam: International Gas Union.
70 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
\\ № 5 \\ май \ 2009
на правах рекламы
Москва ЦВК «Экспоцентр» на Красной Пресне
2009
www.mioge.ru
MIOGE
10-я Московская международная выставка
НЕФТЬ И ГАЗ
23-26 июня 2009
^ ufi
Approved
Event
RPGC
7-й РОССИЙСКИЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОНГРЕСС
23-25 июня 2009
Организаторы:
ITE LLC Moscow
Тел.: +7 (495) 935 7350, 788 5585 Факс: +7(495) 935 7351 [email protected]
ITE Group Ріс
Tel.: +44 (0) 207 596 5000 Fax: +44 (0) 207 596 5111 [email protected]
