В статье рассматривается сравнение эффективности применения концентрических лифтовых колонн относительно замены насосно-компрессорных труб (НКТ) на меньший диаметр в качестве технологии по борьбе со скоплением жидкости на забое газовых скважин.
Ключевые слова: обводнение, газовая скважина, сеноманская залежь, концентрические лифтовые колонны.
Сеноманский ярус Уренгойского месторождения содержит залежи газа, которые дислоцируются на глубинах от 1000 до 1700 м. Данные залежи являются уникальными по величине начальных извлекаемых запасов газа, а также низкоконденсатными и состоящими преимущественно из метана, но в то же время самыми легко извлекаемыми. Из-за выработки запасов углеводородов, при разработке сеноманских залежей имеет место обводнение призабойной зоны скважины конденсационной и пластовой водой, связанное с падением пластового давления, а также подъёмом газоводяного контакта [1].
Применение концентрических лифтовых колонн (КЛК) подразумевает под собой спуск НКТ меньшего диаметра, чаще всего 60 и 73 мм, в уже имеющуюся основную лифтовую колонну. Подземная компоновка технологии приведена на рисунке 1.
Рис. 1. Подземная компоновка КЛК: 1 — обсадная колонна; 2 — основная лифтовая колонна (ОЛК); 3 — центральная лифтовая колонна (ЦЛК); 4 — управляемый клапан
В качестве объекта исследования взяли скважину № Х ООО «Газпром добыча Уренгой». Эксплуатация скважины ведётся по лифтовой колонне 
168 мм, спущенной до нижних отверстий перфорации (Н=1191 м) и оснащённой пакером с надежным якорным устройством, в таблице 1 приведены исходные данные. Добываемое сырьё — природный газ преимущественно метанового состава сеноманского яруса, данные по составу приведены в таблице 2. В состав газового потока входит конденсационная (находящаяся в пласте в паровом состоянии) и пластовая (выносимая с газовым потоком из пласта) вода. Количество пластовой и конденсационной воды в паровой фазе соответственно 0,066 г/м3 и 0,324 г/м3 и плотностью 1013 кг/м3 [2].
Таблица 1
Исходные данные скважины №Х
|
Параметр |
Единица измерения |
Значение |
|
Температура на забое скважины Тзаб |
ºС |
33 |
|
Температура на устье скважины Ту |
ºС |
8 |
|
Давление на устье скважины Ру |
МПа |
2,425 |
|
Пластовое давление Рпл |
МПа |
2,958 |
|
Давление на забое скважины Рзаб |
МПа |
2,767 |
|
Дебит скважины по газу Qг |
тыс. м3/сут |
140 |
Таблица 2
Компонентный состав пластового газа сеноманского горизонта
|
Элемент |
Содержание,% |
|
СН4 (метан) |
99,131 |
|
С2Н6 (этан) |
0,065 |
|
С3Н8 (пропан) |
0,002 |
|
N2 (азот) |
0,767 |
|
СО2 (диоксид углерода) |
0,035 |
1) Коулмэн разработал зависимости [3] для нахождения критического дебита для воды и конденсата применительно к устьевому давлению ниже 1000 фунт/дюйм2 (3,5 МПа). Воспользовавшись этой зависимостью, мы нашли критический дебит газа — 144483,2 м3/сут. Полученный результат указывает на процесс накопления жидкости в скважине, так как значение минимального дебита газа выше, чем фактический.
2) Из условия заданных потерь давления в подъёмнике, обеспечивающий минимальный дебит газа для выноса жидкости с забоя газовой скважины [4] рассчитали необходимый диаметр НКТ — 0,099 м. Согласно ГОСТ 3845 [5] наиболее подходящий НКТ — это труба 114 мм с внутренним диаметром — 
мм.
3) Решая систему уравнений (1) относительно 
, определили забойное давление, соответствующее дебиту 
и эффективному диаметру 
для различных вариантов. Результаты приведены в таблице 3.
|
|
(1) |
Таблица 3
Результаты расчётов 
и 
при различных 
|
Варианты |
dэф, мм |
Qсм, 103 м3/сут |
Рзаб, МПа |
|
Предварительный вариант (НКТ |
0,152 |
140,055 |
2,767 |
|
Замена НКТ |
0,1003 |
108,346 |
2,824 |
|
Спуск НКТ |
|||
|
при совместной эксплуатации по ЦЛК и ОЛК |
0,142 |
137,237 |
2,772 |
|
при эксплуатации по межтрубному пространству |
0,0917 |
97,088 |
2,842 |
|
при эксплуатации по ЦЛК |
0,0503 |
30,609 |
2,929 |
|
Спуск НКТ |
|||
|
при совместной эксплуатации по ЦЛК и ОЛК |
0,141 |
136,905 |
2,773 |
|
при эксплуатации по межтрубному пространству |
0,079 |
77,284 |
2,871 |
|
при эксплуатации по ЦЛК |
0,062 |
48,505 |
2,909 |
По результатам расчётов установлено, что наиболее подходящими вариантами для борьбы с обводнением скважины № Х являются: замена НКТ 168 мм на 114 мм и спуск гибких НКТ 60 мм с последующей эксплуатации по межтрубному пространству. Дебит при втором варианте получился на 10 % меньше, чем при замене НКТ. Но спуск гибких НКТ даёт возможность применения периодической продувки скважины с последующей добычей через центральную лифтовую колонну и основную совместно, что даст на 27 % больше дебита, чем при замене НКТ на меньший диаметр. Также технология предоставляет возможность эксплуатировать залежь до истощения за счёт добычи по центральной лифтовой колонне. Немаловажным является возможность спуска труб без глушения скважины, так как последнее является критичным в условиях низких пластовых давлений.
Литература:
- Карнаухов С. М., Скоробогатов В. А., О. Г. Кананыхина. Эра сеноманского газа: «От рассвета до заката» // Вести газовой науки. — 2011. — № 3. — С. 15–25.
- Проект «Обустройство Западно-Песцовой площади (сеноман) Уре-гойского НГКМ». Книга 1. — Саратов: ОАО «ВНИПИгаздобыча», 2008. — 202 с.
- Ли Д., Никенс Г., Уэллм М. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин. / Перевод с английского. — М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2008. — 384 с.
- Мищенко И. Т. Расчёты при добыче нефти и газа. — М.: «НЕФТЬ и ГАЗ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2008. — 296 с.
- Р Газпром 086–2010. Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин. Часть 1. — М.: ОАО «Газпром», 2011. — 235 с.
