Накопление скважинной жидкости, происходящее при скоростях газового потока ниже определенного критического значения, серьезно осложняет технологический процесс добычи газа, резко сокращает производительность скважин вплоть до их остановки (самозадавливания). К примеру, рассмотрим уникальное газовое месторождение Медвежье, которое входит в состав Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1967 году, разрабатывается с 1972 года. Сеноманская залежь месторождения находится на завершающем этапе разработки, на котором возникают осложнения, вызванные со скоплениями воды и разрушением призабойной зоны [1, 2]. В результате снижаются рабочие дебиты скважин, скорости восходящего потока становятся недостаточными для выноса воды, поступающей из пласта в скважину и в конечном итоге это приводит к самопроизвольным их остановкам. Фонд таких скважин растет, а проблема с каждым годом становится все острее. Проблема удаления жидкости с забоев скважин становится все более актуальной, так как постоянно увеличивается число таких скважин. Накопление скважинной жидкости, происходящее при скоростях газового потока ниже определенного критического значения, серьезно осложняет технологический процесс добычи газа, резко сокращает производительность скважин вплоть до их остановки (самозадавливания). Большинство эксплуатационных скважин месторождения оборудованы колоннами насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром 168 мм, что в условиях низких дебитов газа обуславливает низкие значения скорости потока в стволе скважины [2, 3]. Уменьшение скорости потока газа в стволе скважины ниже критических значений, необходимых для выноса жидкости, приводит к накоплению на забое конденсационной воды. Количество жидкости, выделяющейся при конденсации из добываемого газа, прямо пропорционально влагосодержанию газа и увеличивается с падением пластового давления. По мере накопления столба жидкости в скважине увеличивается его гидростатическое давление на забой, препятствующее потоку газа, что приводит к самопроизвольной остановке скважины. Слабосцементированные пласты увлажняются, и песок с газом начинает поступать в скважину. Этому также способствует перераспределение геодинамических нагрузок, обусловленное изменением разности горного и пластового давлений.
Факторы, обуславливающие самозадавливание эксплуатационных скважин Медвежьего месторождения, можно подразделить на три основные группы (рис.1): ограничение дебита по геолого-технологическим причинам; вынос песка и превышение максимально-допустимой депрессии на пласт; ограничение дебита из-за постоянного притока подошвенной воды; недостаточная скорость движения пластовых флюидов по НКТ из-за низких продуктивных характеристик скважин. Для эффективного подъема жидкости из скважин, проводят замены труб большого диаметра на меньшие, применяют жидкие и твердые ПАВ, реконструируют скважину плунжерным или концентрическим лифтом, применяют газлифт.
Рис. 1. Распределение факторов, обуславливающих самозадавливание
К геолого-техническим мероприятиям по поддержанию режима работы самозадавливающихся скважин месторождения Медвежье (табл.1) относятся: проведение ремонта скважин, включающего крепление призабойной зоны пласта и водоизоляционные работы; периодическая продувка ствола скважины с выпуском газа в атмосферу; обработка забоя скважин твёрдыми и жидкими ПАВ; замена НКТ на трубы меньшего диаметра плунжерный лифт; циклическая закачка сухого газа в затрубное пространство; концентрический лифт [2, 4, 5].
Таблица 1
Количество самозадавливающихся скважин по диаметрам НКТ
|
Диаметр НКТ, мм |
Количество самозадавливающихся скважин, ед. |
% от количества самозадавливающихся скважин |
|---|---|---|
|
102 |
1 |
0,9 |
|
114 |
4 |
3,4 |
|
127 |
5 |
4,3 |
|
168 |
96 |
82,8 |
Одним из путей повышения производительности скважин является использование жидких ПАВ, позволяющих обеспечить вынос пластовой и конденсационной воды с забоев. Сравнив разные технологии эксплуатации обводненных скважин, пришли к выводу, что наиболее выгодной является закачка ПАВ (табл.2).
Таблица 2
Сравнение распространенных технологий эксплуатации обводняющихся газовых скважин в РФ
|
Критерии оценивания |
Замена НКТ |
КЛК |
Закачка жидких ПАВ |
|---|---|---|---|
|
Автоматизация и контроль технологического процесса |
- |
+ |
+ |
|
Эксплуатация скважины с управлением параметрами работы |
- |
+ |
- |
|
Капитальные вложения, млн. руб. |
5-8 |
9-11 |
0,5-1,5 |
|
Эксплуатац. Затраты млн.руб/год*скв |
- |
0,18 |
0,5-2,5 |
|
Дополнительная добыча газа млн. м. куб. / год * скв |
9,3 |
13,1 |
10,9 |
При взаимодействии пенообразующего ПАВ, скважинного флюида и восходящего потока газа образуется пена, происходит снижение плотности газожидкостной смеси, снижение поверхностного натяжения между жидкостью и газом, тем самым снижается критическая скорость, требуемая для удаления жидкости с помощью потока газа.
(1)
где Vк – критическая (минимальная) скорость, необходимая для выноса жидкости, м/сек; σ – поверхностное натяжение между жидкостью и газом, н/м; ρж – плотность жидкости, кг/м3; ρг – плотность газа, кг/м3.
Изменение столба жидкости при воздействии ПАВ показано (рис.2).
Рис. 2. Изменение столба жидкости при воздействии ПАВ
Испытания жидких ПАВ на скважинах Медвежьего НГКМ являлся трехэтапным процессом:
- Подбор скважин-кандидатов и оценка загруженности скважин. Выбор скважины, базируется на анализе параметров добычи и расчете значения критических скоростей.
- Правильный выбор наилучшей пенной присадки и рабочей дозировки осуществляется с помощью лабораторного тестирования на свежих образцах жидкостей из конкретных скважин.
- Применение выбранного раствора ПАВ и мониторинг результатов позволяет определить первичную реакцию каждой скважины на проведённую обработку.
Выводы
Для эффективного подъема жидкости из скважин, на месторождении проводят замены труб большого диаметра на меньшие, применяют жидкие и твердые ПАВ, реконструируют скважину плунжерным или концентрическим лифтом, применяют газлифт. Наиболее эффективным методом является применение ПАВ.
