CC BY
71
УДК 622.276.6
Д.В. Дикамов, А.А. Ротов, Д.В. Изюмченко, В.А. Истомин, А.В. Елистратов, Т.В. Чельцова
Влияние технических мероприятий по борьбе с накоплением жидкости в газосборных сетях на режимы эксплуатации скважин
Ключевые слова: В настоящее время базовые месторождения в Надым-Пур-Тазовском регионе, обеспе-моделирование, чивающие ПАО «Газпром» более 50 % добычи природного газа, находятся на стадии
реконструкция, падающей добычи. Основные проблемы разработки газовых месторождений на этой
накопление стадии связаны с низким уровнем пластовых давлений и обводнением залежей, при-
жидкости, водящим к снижению продуктивных характеристик добывающих скважин и их преж-
газосборная сеть, девременному выходу из эксплуатации. При этом на стадии падающей добычи значи-скважина. тельный вклад в ограничение добычных возможностей как отдельных скважин, так
и месторождения в целом вносят потери давления в наземном оборудовании газовых Keywords: промыслов - системах сбора и подготовки газа.
modelling, Эксплуатация промысловых газосборных сетей (ГСС) на стадии падающей
reconstruction, добычи сопровождается снижением давления, температуры и расходов газа в трубо-
fluid accumulation, проводах, увеличением содержания жидкости в составе транспортируемой продук-gas gathering ции. Изменения условий эксплуатации способствуют накоплению жидкости в трубо-
system, проводах и возникновению целого ряда проблем:
well. • увеличению потерь давления в трубопроводах при транспортировке скважин-
ной продукции на пункты сбора;
• возникновению пробковых режимов течения газожидкостных потоков в трубопроводах, приводящих к пульсациям давления и залповым выбросам жидкости в сепарационное оборудование установок комплексной подготовки газа (УКПГ);
• повышению риска образования льда и гидратов и тем самым увеличению удельного расхода ингибиторов.
Для повышения эффективности эксплуатации месторождений на стадиях падающей добычи разработаны и используются различные технические решения по реконструкции ГСС, направленные на снижение негативных факторов, связанных с накоплением жидкости. Обзор основных технических решений представлен в работе [1]. Учитывая высокую стоимость реконструкции ГСС, решения по применению соответствующих мероприятий целесообразно принимать на основе анализа технологической и экономической эффективности. Технологический эффект от применения технических решений может оцениваться по ряду показателей: увеличению добычи газа, сохранению фонда работающих скважин, уменьшению нагрузки на дожимные компрессорные станции, снижению расхода ингибиторов и т.д.
Проанализируем влияние технических решений по реконструкции ГСС на режимы работы добывающих скважин месторождения. В качестве объекта исследований будем рассматривать один из промыслов газового месторождения Надым-Пур-Тазовского региона, находящегося на стадии падающей добычи. Продукцией промысла является газ сеноманской залежи, содержание пластовой воды в продукции скважин находится на уровне 1-2 г/м3, пластовое давление в зоне дренирования скважин составляет 1,9-2,2 МПа. На промысле применено кустовое расположение скважин (по 3-5 скважин в кусте), общий фонд составляет 61 скважину. Дебиты скважин варьируются в диапазоне 60-220 тыс. м3/сут, эксплуатация ряда скважин осложнена накоплением жидкости на забое.
ГСС организована преимущественно по лучевой схеме. Шлейфы диаметром 426 мм имеют протяженность от 0,8 до 6,0 км, характерные уклоны трасс шлейфов составляют ±0,5°. Эксплуатация большинства шлейфов сопровождается накоплением жидкости в пониженных участках.
Элементы промысловых систем сбора и подготовки газа (пласт, скважины, ГСС, УКПГ, дожимная компрессорная станция) гидравлически связаны между собой. Поэтому для анализа влияния на работу скважин гидравлических потерь в ГСС необходимо использовать единую расчетную систему, объединяющую гидродинамические модели этих элементов. В ООО «Газпром ВНИИГАЗ» разработана модель совместной работы скважин и трубопроводов ГСС [2]. Модель позволяет определить термобарические и расходные параметры согласованного режима работы скважин, регулирующих устройств и трубопроводов газосборной сети с учетом их взаимного влияния как для газовых, так и для газожидкостных потоков. При описании работы системы сбора газа в условиях транспортировки газожидкостных смесей учтена возможность конденсации или испарения жидкой фазы в любом из ее элементов вследствие меняющихся термобарических условий. В качестве исходных данных для моделирования используются пластовые давления в зонах дренирования скважин, фильтрационные коэффициенты призабойных зон, коэффициенты гидравлического сопротивле-
ния стволов скважин, конструкционные параметры скважин и ГСС, состав продукции скважин, давление на выходе ГСС.
При расчете режимов работы скважины учитываются ограничения по максимальному и минимальному дебитам. Максимальный дебит ограничивается предельной допустимой депрессией на пласт в зоне скважины. Возникающая при этом разность давлений на устье скважины и на входе в шлейф ГСС компенсируется за счет введения устьевого штуцера. Ограничение по минимальному дебиту скважины обусловлено наличием жидкой фазы в составе добываемой продукции. При дебитах ниже определенного значения работа скважины становится неустойчивой: жидкость начинает стекать на забой, накапливается, и происходит самозадавливание скважины вследствие роста гидростатических потерь [3, 4]. Для определения критического дебита, разделяющего устойчивый и неустойчивый режимы работы скважин, в модели используется критерий Коулмэна [4]. Определение режимов работы трубопроводов ГСС проводится на основании методик расчета гидродинамики газожидкостных смесей [5, 6] с учетом теплообмена с окружающей средой.
С использованием данной модели выполнены расчеты добычных характеристик промысла. Под добычной характеристикой промысла понимается зависимость давления на выходе системы «пласт-скважины-ГСС» от отбора газа. Результаты расчетов добычной характеристики представлены на рис. 1. Расчеты
Отбор, млн м3/сут
Рис. 1. Добычные характеристики газового промысла: Рвых - давление выхода из системы сбора; ДQ - изменение добычи по промыслу за счет удаления жидкости из ГСС
выполнены для двух вариантов эксплуатации газосборной сети: в условиях поступления пластовой воды в ГСС в количестве 1 г/м3 (текущий режим эксплуатации) и в условиях ее отсутствия (режим эксплуатации после проведения реконструкции).
Результаты расчета показывают, что удаление жидкости из ГСС позволяет реализовать более высокие отборы газа при фиксированном уровне Рвых. При текущем значении Рвых = 1,23 МПа изменение добычи по промыслу за счет удаления жидкости из ГСС составляет 0,12 млн м3/сут.
Анализируя полученные результаты расчета добычных характеристик, можно сделать вывод, что технологический эффект реконструкции сильно различается в зависимости от режима работы промысла. Чем ниже отбор по промыслу, тем больший эффект обеспечивается за счет удаления жидкости из ГСС.
Взаимосвязь технологического эффекта от удаления жидкости и режима эксплуатации системы является следствием различий потерь давления при движении газовых и газожидкостных потоков в трубопроводах. При низких значениях отборов газа в трубопроводах ГСС создаются условия для накопления жидкости. Накопление жидкости приводит к тому, что при движении газожидкостного потока возникают значительные гидростатические потери давления, которые при движении чисто газового потока пренебрежимо малы. Чем меньше
отборы газа, тем больше накопление жидкости и различия гидравлических потерь при движении газового и газожидкостного потоков. Увеличение потерь давления в ГСС, связанное с накоплением жидкости, приводит к необходимости поддерживать более высокие устьевые давления и, соответственно, снижать дебиты скважин для обеспечения заданного давления на выходе промысла.
Потери давления в ГСС при транспортировке газового и газожидкостного потоков, полученные в результате моделирования режима работы промысла для текущего значения Рвых, представлены в таблице.
Полученные результаты свидетельствуют о том, что удаление жидкости, содержащейся в продукции скважин, при текущем режиме эксплуатации промысла позволяет снизить потери давления в трубопроводах ГСС на 0,002-0,076 МПа. Наиболее существенный эффект по снижению гидравлических потерь достигнут для шлейфов от кустов скважин 13, 14, 16.
Сопоставление дебитов скважин при удалении жидкости из газосборной сети, полученное в результате моделирования режима работы промысла для Рвых = 1,23 МПа, представлено на рис. 2.
Результаты моделирования показали, что удаление жидкости из трубопроводов ГСС для Рвых = 1,23 МПа приводит к увеличению деби-тов 30 из 61 скважины промысла. Отсутствие
Потери давления по шлейфам газосборной сети для газового и газожидкостного потоков
№ куста скважин Перепад давления по шлейфу, МПа Изменение перепада давления по шлейфу за счет удаления жидкости, МПа
газожидкостной поток газовый поток
1 0,035 0,011 0,024
2 0,006 0,005 0,002
3 0,014 0,010 0,004
4 0,053 0,015 0,038
5 0,068 0,045 0,023
6 0,021 0,014 0,007
7 0,020 0,006 0,014
8 0,041 0,007 0,034
9 0,032 0,021 0,011
10 0,048 0,007 0,040
11 0,044 0,008 0,036
12 0,064 0,016 0,047
13 0,073 0,015 0,059
14 0,125 0,049 0,076
15 0,056 0,023 0,033
16 0,084 0,008 0,076
эффекта для 31 скважины является следствием ограничения дебита с целью соблюдения допустимого уровня депрессии на пласт. Для этих скважин уменьшение потерь давления в шлейфе, достигнутое за счет удаления жидкости, нивелируется дросселированием потока на устьевых штуцерах.
Увеличение дебитов скважин, работающих без необходимости дросселирования на устье, составило 0,1-11,1 тыс. м3/сут. Относительно низкое изменение дебитов связано с тем, что в рассмотренном примере общий перепад давления в системе «пласт-скважина-ГСС» находится на уровне 0,77 МПа, а снижение потерь давления в ГСС за счет удаления жидкости в среднем составляет 0,03 МПа, т.е. относительное изменение перепада давления по всей системе составляет не более 4 %.
Результаты моделирования позволяют сделать вывод о том, что с точки зрения режимов работы скважин технологический эффект реконструкции определяется не только характеристиками газового промысла, но и режимом его эксплуатации. При высоких (близких к предельным добычным возможностям) отборах газа по промыслу возникает необходимость принудительного ограничения дебитов значительного количества скважин для поддержания допустимого уровня депрессии на пласт. В качестве иллюстрации на рис. 3 приведено изменение количества скважин, работающих с принудительным ограничением дебита, в зависимости от отбора газа по промыслу.
При отборах газа по промыслу ниже 10 млн м3/сут реконструкция ГСС позволяет повлиять на дебиты всех (61 ед.) скважин промысла. При отборе 10 млн м3/сут количество таких скважин составит уже 51 ед. и будет сокращаться по мере увеличения отбора. Для текущего режима эксплуатации (добыча газа на уровне 10,3 млн м3/сут) уменьшение потерь давления в ГСС, как было показано, повлияет на работу только 30 скважин. Таким образом, при эксплуатации промысла в условиях высоких отборов газа технические решения по удалению жидкости из ГСС малоэффективны с точки зрения повышения дебитов скважин.
Изменение эффективности мероприятий по реконструкции ГСС в зависимости от режима эксплуатации промысла также может быть проанализировано с точки зрения сохранения фонда работающих скважин. При низких отборах газа по промыслу и, соответственно, низких
11
12
13
14
21
22
23
24
25
31
32
33
34
35
41
42
44
45
51
52
53
54
61
62
63
64
65
70
71
л 72
1 73
л 75
О 81
83
84
91
92
93
94
101
102
103
111
112
113
114
121
122
123
124
131
132
133
141
142
143
151
152
153
161
162
50
250
100 150 200
Дебит, тыс. м3/сут
■ газовый поток в ГСС ■ газожидкостной поток в ГСС
Рис. 2. Сопоставление дебитов скважин при газовом и газожидкостном потоках в ГСС
скважинных дебитах ухудшаются условия выноса жидкости с забоев скважин. Это приводит к остановке скважин вследствие «самоза-давливания» и выходу их из эксплуатации или же необходимости проведения мероприятий по ремонту (см. рис. 3). Уменьшение потерь давления в ГСС способствует снижению количества скважин, остановленных из-за «самоза-давливания». На рис. 4 сопоставлены результаты расчета количества скважин, остановлен-
ных вследствие «самозадавливания» при наличии жидкости в составе транспортируемой ГСС продукции (см. газожидкостный поток в ГСС) и при ее удалении за счет проведения мероприятий по реконструкции (см. газовый поток в ГСС).
Согласно полученным результатам применение технических решений по удалению жидкости из трубопроводов ГСС в рассматриваемом примере позволяет вернуть в эксплуата-
60 -,
50 -
40 -
30 -
г
■5 20
о И
10 -
0
остановка скважин (самозадавливание) ограничение дебита по допустимой депрессии
I -
Текущий режим эксплуатации ■
I
0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9 9,5 10 10,25 10,5 10,6 10,7
Отбор газа, млн м3/сут
Рис. 3. Особенности эксплуатации фонда скважин при различных уровнях отбора газа по промыслу
60 -,
50 -
40 -
30 -
г
§ 20
о И
10 -
газожидкостной поток в ГСС газовый поток в ГСС
2,5 3 3,5 4
Отбор газа, млн м3/сут
Рис. 4. Влияние мероприятий по удалению жидкости из трубопроводов ГСС на количество скважин, остановленных в результате «самозадавливания», при различных отборах газа
0
цию до 7 остановившихся скважин, что составляет 12 % общего фонда. Вместе с тем эффект от реконструкции ГСС наблюдается лишь в диапазоне отборов газа 2,0-5,5 млн м3/сут. При более высоких значениях отбора газа «самозадавливания» скважин не наблюдается, при более низких значениях отбора реконструкция ГСС не позволяет обеспечить условия выноса жидкости с забоев скважин. ***
Таким образом, проведенные расчетно-методические исследования показывают, что гидравлические потери в газосборных сетях, обусловленные накоплением в них жидкости, на завершающих стадиях разработки существенно влияют на режимы работы газовых скважин. Удаление жидкости из трубопроводов газосборных сетей или снижение ее накопления за счет мероприятий по реконструкции способствует увеличению дебитов скважин при сохранении давления на выходе системы сбора газа и уменьшению остановок скважин в результате «самозадавливания». Важно отметить, что основную роль в этом играют не сами
по себе потери давления в трубопроводах, а их вклад в суммарные потери давления от пласта до входа УКПГ, т.е. по всей цепочке «пласт-скважина-ГСС». Этот вклад определяется не только конструкционными и эксплуатационными характеристиками системы, но и режимами ее эксплуатации.
Практическая реализация технических решений по борьбе с накоплением жидкости в промысловых газосборных сетях является одним из важных направлений оптимизации процесса добычи газа. Однако технологический эффект от их применения может изменяться в широком диапазоне в зависимости от стадии разработки месторождения, конструкции и эксплуатационных характеристик промыслового оборудования. Учитывая высокую стоимость реализации решений, выбор технического решения необходимо проводить на основе анализа его технико-экономической эффективности с учетом состояния разработки, конструктивных и эксплуатационных характеристик промысловых систем сбора и подготовки газа на месторождении.
Список литературы
1. Ротов А.А. Основные технические решения по предотвращению накопления жидкости в газосборных сетях / А.А. Ротов,
B.А. Сулейманов, В.А. Истомин и др. // Вести газовой науки: Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2015. - № 3 (23). -
C. 109-115.
2. Ротов А.А. Моделирование режимов работы газового промысла как единой термогидродинамической системы / А.А. Ротов, А. В. Трифонов, В.А. Сулейманов и др. // Газовая промышленность. - 2010. - № 10. -
С. 46-49.
3. Бузинов С.Н. Обоснование технологического режима работы газовых скважин на основе современных экспериментальных исследований / С.Н. Бузинов, Г.М. Гереш,
О.В. Николаев и др. // Территория нефтегаз. -2013. - № 4. - C. 38-41.
4. Ли Дж. Эксплуатация обводняющихся скважин / Дж. Ли, Г. Никенс, М. Уэллс. -М.: Премиум Инжиниринг, 2008. - 361 с.
5. Гриценко А. И. Гидродинамика газожидкостных смесей в скважинах и трубопроводах /
А.И. Гриценко, О.В. Клапчук, Ю.А. Харченко. -М.: Недра, 1994. - 240 с.
6. Ротов А.А. Совершенствование гидродинамического моделирования промысловых газосборных сетей, транспортирующих газожидкостные смеси: автореф. дисс. ... канд. тех. наук / А.А. Ротов. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - 26 с.
