Чинаревское месторождение Западно-Казахстанской области характеризуется снижением пластового давления и ростом обводнённости скважин, что ограничивает эффективность традиционного газлифта. Рассматривается применение газлифтно-струйной технологии, позволяющей повысить дебит жидкости и снизить эксплуатационные затраты. Анализ показал, что струйный газлифт при меньшем расходе рабочего газа обеспечивает добычу до 17,4 м³/сут., что превышает показатели стандартного газлифта. Внедрение данной технологии повышает эффективность разработки месторождения.
Ключевые слова: газоконденсатные скважины, добыча нефти, обводнённость, газожидкостная смесь, струйный насос, эффективная эксплуатация.
Западно-Казахстанская область является одним из ведущих регионов Казахстана по запасам и добыче углеводородов. В её пределах располагаются крупные нефтегазоконденсатные месторождения, определяющие стратегическое значение региона в обеспечении страны нефтью, газовым конденсатом и природным газом. Одним из крупных месторождений является Чинаревское.
Многие нефтегазоконденсатные месторождения в Казахстане находятся в периоде разработки, которому свойственны различные осложнения в работе скважин, возможны скопления жидкости в зоне забоя, провоцирующие водопроявления и как следствие снижение дебитов продукции скважин [1].
Чинаревское месторождение содержит значительные запасы газа, газового конденсата и нефти, что делает его стратегически важным объектом для увеличения углеводородной добычи в регионе. На данном этапе разработки месторождения особое внимание уделяется внедрению газлифтного метода эксплуатации скважин, что позволяет повысить коэффициент извлечения углеводородов и минимизировать затраты на механизированную добычу. Газлифтный способ добычи нефти активно используется на месторождении для поддержания стабильного дебита скважин и обеспечения эффективного подъёма флюидов на поверхность. Однако одним из основных вызовов на месторождении является проблема обводнения скважин, приводящая к снижению дебита продукции и увеличению эксплуатационных затрат.
Газлифтный способ эксплуатации скважин на Чинаревском месторождении обоснован комплексом геолого-технических и экономических факторов. Высокая газонасыщенность пластового флюида обеспечивает возможность эффективного использования попутного газа в качестве рабочего агента, что снижает затраты на энергообеспечение добычи. Значительная глубина залегания продуктивных пластов (2500–5000 м) делает применение традиционных насосных методов менее эффективным ввиду повышенных нагрузок на оборудование, тогда как газлифт позволяет минимизировать механические нагрузки на систему подъёма. Дополнительным преимуществом является снижение эксплуатационных затрат по сравнению с установками электроцентробежных насосов, особенно в условиях переменного дебита и высокого газового фактора. Условия эксплуатации характеризуются низким содержанием механических примесей, что снижает риск абразивного износа оборудования и способствует повышению его надёжности. Газлифтный способ также обеспечивает гибкость управления добычей за счёт возможности оперативного регулирования подачи газа и изменения дебита жидкости без необходимости остановки скважины или замены оборудования. Существенным фактором является наличие развитой газотранспортной инфраструктуры, обеспечивающей утилизацию и компримирование попутного нефтяного газа, что создаёт благоприятные условия для стабильной работы газлифтных систем. Таким образом, совокупность геолого-технических и экономических условий определяет целесообразность применения газлифтного способа эксплуатации на Чинаревском месторождении, обеспечивая его высокую эффективность, надёжность и экономическую целесообразность.
Разработка турнейских газоконденсатных залежей Чинаревского месторождения характеризуется изменением пластового давления, обводнённости продукции и необходимости применения различных методов эксплуатации скважин. В начальный период эксплуатации II объекта при пластовом давлении 50 МПа продукция не содержит воду, а высокий газовый фактор (порядка 635 м³/т) обеспечивает проектный дебит при депрессии до 20 МПа. Однако в процессе разработки происходит снижение пластового давления ниже давления насыщения (Р нас = 27,5 МПа), что приводит к увеличению газового фактора, снижению коэффициента продуктивности и ухудшению условий фонтанирования, при этом для обеспечения проектного дебита депрессия должна составлять всего 4 МПа.
Анализ фонтанирования скважин при различных уровнях обводнённости продукции позволяет определить критические условия эксплуатации. При безводной продукции предельные устьевые давления составляют Р у = (0,6 ÷ 8) МПа, а забойные давления варьируются в пределах Р заб = (19,1 ÷ 36,4) МПа. При увеличении обводнённости до 20 % предельные устьевые давления снижаются до Р у = (0,5 ÷ 7) МПа, а забойные давления увеличиваются до Р заб = (21,7 ÷ 36,7) МПа. При дальнейшем росте обводнённости до 50 % условия фонтанирования значительно ухудшаются: устьевые давления составляют Р у = (0,5 ÷ 4) МПа, а забойные давления достигают значений Р заб = (27,9 ÷ 37) МПа. Таким образом, рост обводнённости продукции ведёт к ухудшению условий фонтанирования, поскольку увеличивается плотность газожидкостной смеси, требующей более высокого давления для транспортировки на поверхность (Рис.1).
Рис. 1. Условия фонтанирования скважин II объекта при добыче нефти
С учётом текущего уровня пластового давления 37,3 МПа, поддерживаемого системой поддержания пластового давления (ППД) с 2018 года, фонтанирование без искусственного подъёма продукции становится невозможным при обводнённости выше 20 %. В этих условиях скважины I объекта не могут обеспечить требуемую депрессию для достижения проектных дебитов, что обуславливает необходимость применения внутрискважинного газлифта. Дальнейшее снижение пластового давления ещё более усугубляет условия эксплуатации, что делает газлифтный метод основным способом добычи.
На Чинаревском месторождении, учитывая высокую неоднородность пластов и значительные глубины залегания продуктивных горизонтов, газлифтные скважины демонстрируют стабильную работу с момента внедрения системы газлифтной добычи. Однако применение этого метода ограничено уровнем пластового давления.
Когда пластовое давление снижается до величины, равной сумме потерь давления на трение, устьевого давления и гидростатических потерь в газожидкостной смеси внутри насосно-компрессорных труб (НКТ), эксплуатация газлифтных скважин становится невозможной, независимо от расхода рабочего агента.
Для повышения эффективности работы газлифтной системы на Чинаревском месторождении предлагается внедрение струйного насоса, в котором активный рабочий газ подается в периферийную зону НКТ. Этот метод представляет собой перспективное направление в эксплуатации скважинных систем, обеспечивая более эффективную работу по сравнению с традиционными газлифтными способами.
На рисунке 2 представлена схема подачи рабочего газа через затрубное пространство в одноколонной скважине с размещением двухфазного струйного аппарата в ее нижней части. Основные элементы конструкции включают: двухфазный струйный аппарат (1), лифтовую колонну (2), пакер (3), пластовый флюид (4), поток энергетического (рабочего) газа (5) и систему отбора продукции скважины (6).
Рис. 2. Система подачи рабочего газа через затрубное пространство одноколонной скважины с установкой двухфазного струйного аппарата в ее нижней части
Рис. 3. Взаимосвязь дебита жидкости с пластовым давлением при традиционной газлифтной эксплуатации и использовании газлифтно-струйной системы
График (рис.3) показывает зависимость расхода жидкости от минимального пластового давления, при котором возможна газлифтная эксплуатация скважин [5]. Внедрение струйного устройства повышает давление продукции на 1,0–1,5 МПа (55 % градиента давления по стволу), улучшая эффективность системы.
При расходе рабочего газа 40–42 тыс. м³/сут. газлифтно-струйная установка поднимает 17,4 м³/сут. жидкости, тогда как традиционный газлифт при 45–50 тыс. м³/сут. добывает всего 8–11 м³/сут.
Таким образом, внедрение газлифтно-струйной технологии позволяет не только снизить расход рабочего газа, но и существенно повысить объем добываемой жидкости, что делает данный метод более экономически и технологически эффективным решением для эксплуатации газоконденсатных скважин.
Литература:
- Подсчет запасов нефти, газа и конденсата месторождения Чинаревское. Актау: НИПИнефтегаз, 2008.
- Дубров, Ю. В. Использование двухфазных струйных насосов для эксплуатации низкодебитных газоконденсатных скважин / Ю. В. Дубров, А. А. Мордвинов, А. В. Федосеев // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело» — 2006. — № 2. — С. 31. URL: http://ogbus.ru/files/ogbus/authors/
- Дубров, Ю. В. Применение газлифтного способа для эксплуатации низкодебитных нефтегазоконденсатных скважин / Ю. В. Дубров // Нефтяное хозяйство. — 2007. — № 2. — С. 114–116.
- Ивановский, В. Н. Технологии и оборудование для эксплуатации малодебитных скважин / В. Н. Ивановский, А. А. Сабиров // Территория «Нефтегаз». — 2014. — № 11. — С. 15–18.
- Чурикова, Л. А. Усовершенствование газлифтного способа эксплуатации газоконденсатных скважин на завершающей стадии разработки месторождений / Л. А. Чурикова, А. А. Сагиналина // Universum: технические науки. — 2021. — № 3–2 (84). — С. 43–47. DOI: 10.32743/UniTech.2021. 84.3–2.43–47.
- Чурикова, Л. А. Исследование методов эксплуатации скважин на месторождении Чинарево / Л. А. Чурикова, С. З. Ахметжан, Н. Н. Осипова // Нефтегазовое дело. — Т. 20. — № 4. — Уфа: Издательство УГНТУ, 2022. — С.55–64. ISSN 2073–0128. DOI: 10.17122/ngdelo-2022–4-55–64. http://ngdelo.ru/issue/view/567
