Подбор геолого-технических мероприятий для борьбы с обводнением газовых скважин

Selection of geological and technical measures to combat water encroachment of gas wells

I.R. RAUPOV,
M. KASIMOV
FSBEI HE St. Petersburg Mining University
St. Petersburg, 199106, Russian Federation

В статье представлен алгоритм выбора геолого-технического мероприятия (ГТМ) для борьбы с обводнением газовых скважин на примере сеноманского горизонта Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ). Представлены основные формулы для расчета технологических параметров таких ГТМ, как продувка, сброс твердых поверхностно-активных веществ и замена лифтовой колонны.

The article presents an algorithm for selecting geological and technical measures (GTM) to combat water encroachment of gas wells by the example of the Cenomanian horizon of the Zapolyarnoye oil-gas-condensate field (OGCF). The basic formulas for calculating the technological parameters of such geological and technical measures as blowout, discharge of solid surfactants and replacement of the elevator column are presented.

Введение
Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений осложняется обводнением скважин.
Различают три вида генезиса жидкости в зависимости от минерализации: конденсационная, технологическая и пластовая [1]. Так, для сеноманских залежей Заполярного НГКМ жидкость считается пластовой, если ее минерализация составляет более 1 г/л, в противном случае она относится к конденсационным.
Обводнение газовых скважин приводит к уменьшению устьевой температуры вследствие снижения расхода газа и устьевого давления из-за накопившегося столба жидкости на забое [2]. При беспакерной эксплуатации скважины по мере роста столба жидкости происходит повышение затрубного давления и снижение устьевого, по разнице которых можно найти высоту столба жидкости.
Борьба с обводнением газовой скважины делится на 4 основные группы [3]:
1. Циклическое воздействие (например, продувка газовой скважины);
2. Механическое воздействие (например, замена лифтовой колонны);
3. Химическое воздействие (например, сброс твердых поверхностно-активных веществ);
4. Ремонтно-изоляционные работы (РИР).
Сущность продувки газовой скважины заключается в максимальном снижении давления при открытии скважины в атмосферу. Метод является экономически и технологически выгодным, но происходят безвозвратные потери газа, экологическое загрязнение окружающей среды, возрастает депрессия на пласт, приводящая к разрушению коллектора [3–11]. Продувка не имеет ограничений по генезису жидкости, но имеет ограничение по дебиту, при котором операция еще эффективна.
Чем меньше диаметр при замене лифтовой колонны, тем выше скорость в НТК, следовательно, поток газа может вынести скопившуюся жидкость. При успешной реализации метода скважина на определенное время не нуждается в обслуживании. Однако для осуществления операции необходимо глушить скважину. На завершающей стадии разработки при низких пластовых давлениях глушение пагубно влияет на продуктивные характеристики, так как происходит кольматация продуктивного пласта. К тому же замена лифтовой колонны не является долгосрочной перспективой, так как по мере разработки залежи пластовое давление уменьшается. Следовательно, снижается и скорость потока в лифтовой колонне, вынуждая повторять операцию по замене НКТ повторно.
Использование ТПАВ приводит к вспениванию жидкости, уменьшается плотность, и газу становится легче вынести ее на устье. Данный способ борьбы с обводнением является экономически выгодным и может применяться для скважин со скоростью потока в НКТ 0,5–5 м/c [4]. Метод ограничивается содержанием конденсата (не более 50 %) и минерализацией (не более 50 г/л), при которых пенообразование затрудняется. К недостаткам также можно отнести затраты при подборе ПАВ для конкретных геолого-физических условий.
Сущность РИР заключается в неселективном или селективном ограничении обводненных интервалов с последующей реперфорацией выше обводненного интервала. Неселективный метод заключается в полном перекрытии интервала независимо от насыщения среды. Преимущество селективного метода заключается в избирательной закупорке водоносных интервалов. Используются вещества, которые хорошо растворяются в углеводородах и не растворяются в пластовой жидкости. К таким относятся растворы, например, на основе силиката натрия.
С целью повышения эффективности эксплуатации газодобывающих скважин в условиях их обводнения предлагается алгоритм для подбора ГТМ на основе проведения работ по:
1. Идентификации обводнения через устьевые параметры;
2. Определению генезиса жидкости;
3. Расчету применения ГТМ для исходных параметров скважины.

Методы
Методика выбора ГТМ представлена в виде блок-схемы на рисунке Блок-схема состоит из трех ключевых частей:
1. Идентификация обводнения путем сравнения устьевых и затрубных давлений, а также путем расчета критической и фактической скоростей потока.
2. Проведение ГХА для определения генезиса жидкости.
3. Проверка условий для проведения продувки, сброса ТПАВ и замены лифтовой колонны с последующим расчетом основных параметров ГТМ.
По результатам ГХА зафиксирован пластовый генезис жидкости. Это свидетельствует о двух возможных случаях: конусообразование или подъем газоводяного контакта. Для обоих вариантов эффективным способом борьбы предложено проведение РИР. Этот способ эффективен как и при выносе жидкости потоком газа, так и при скоплении ее на забое.
Для борьбы с конденсационной жидкостью предложено применение трех ГТМ: продувка, сброс ТПАВ и замена лифтовой колонны. Если дебит скважины кандидата больше базового дебита [6], то возможно проведение продувки. При скорости потока газа больше 0,5 м/с [5] эффективнее применять ТПАВ. В случаях, когда параметры скважин удовлетворяют условиям представленных ГТМ, итоговое решение необходимо принимать специалистам, учитывая экономические и технологические возможности проведения операции.

Результаты
Подбор ГТМ требует расчета следующих технологических параметров. Для расчета критической скорости газа можно воспользоваться уравнением, представленным автором в статье [7]:

где g – ускорение свободного падение, м/с2 (g = 9,81 м/с2);
σ – коэффициент поверхностного натяжения при Рзаб и Tзаб, Н/м;
ρж – плотность выносимой воды при Рзаб и Tзаб, кг/м3;
ρг – плотность газа при Рзаб и Tзаб, кг/м3.
Фактическая же скорость газа определяется по формуле:

где Q – объемный расход газа, м3/с;
Рзаб – забойное давление, Па;
P0, T0 – давление и температуру в нормальных условиях (P0 = 101325 Па, T0 = 273 ⸰К);
z – коэффициент сверхсжимаемости для пластовых условий;
dНКТ – внутренний диаметр лифтовой колонны, м.
Формула (2) используется также для подбора оптимального диаметра НКТ, при котором происходит вынос жидкости. Заменяется dНКТ на меньший по ГОСТ Р 52203-2004, пока не будет выполняться условие vг > vкр.
Для расчетов основных характеристик продувки и сброса ТПАВ используются принципиальные уравнения:
1. Количество жидкости, которое конденсируется в скважине [9]:

где Wпл – влагосодержание газа в пласте, кг/м3;
Wу – влагосодержание газа на устье скважины при температуре, когда воды в скважине нет, кг/м3.
Определение параметров Wпл и Wу подробно представлено в источнике [8].
2. Забойное давление, при котором возможно проведение продувки:

где A и B – коэффициенты фильтрационных сопротивлений;
hж.баз – высота столба жидкости, при котором возможна продувка, м;
Pзаббезв – забойное давление, когда в стволе скважины не скапливается вода, МПа;
Qбаз – базовый дебит, при котором возможно проведение продувки, тыс.м3/сут. Формулу для расчета представлена в источнике [5].
3. Забойное давление, при котором скважина работает без скопления жидкости:

где hскоп – высота столба жидкости, который скапливается в скважине-кандидате при исходных данных, м.
4. Безводный дебит находится путем решения квадратного уравнения:

5. Уравнение для расчета высоты столба жидкости на забое скважины [9]:

где Lзаб – глубина забоя (при условии, что забой совпадает с нижними перфорационными отверстиями), м.;
LНКТ – глубина спуска НКТ, м.
6. Уравнение для расчета затрубного давления, когда возможно применение продувки скважины [7]:

где Tу – температура на устье при определенном дебите скважины, К;
Tзаб – температура на забое, К;
ρ ̅ – относительная плотность газа по воздуху;
zср – средний по стволу скважины коэффициент сверхсжимаемости, который определяется последовательным приближением;
λ – коэффициент гидравлического сопротивления.
7. Уравнение для расчета устьевого давления, при котором возможно применение продувки:

8. Продолжительность продувки:

где FНКТ – площадь поперечного сечения НКТ (FНКТ=πdНКТ2/4), м2;
Pср – среднее давление по стволу скважины
(Pср=(Pу.баз +Pзаб.баз)/2), МПа.
9. Если НКТ спущена не до забоя, то рассчитывается время заполнения жидкостью эксплуатационной колонны и НКТ. Общее время достижения высоты столба жидкости, когда возможно применение продувки, будет складываться из суммы этих времен. Общее время – это время повторения продувки (сброса ТПАВ) газовой скважины:

где FЭК – площадь поперечного сечения ЭК (FЭК=πdЭК2/4), м2.
10. Объема газа, расходуемого на продувку [6]:

где dсв – диаметр свечи;
P – давление газа в свече при продувке;
n – количество продувок в сутки.
11. Если после проведения операции жидкость продолжает скапливаться на забое, то падение дебита после проведения ГТМ будет составлять:

Накопленный годовой дебит удобнее определить с помощью программного кода, как это используется в [9]. Дебит изменяется от безводного до критического на величину ΔQ. После достижения базового дебита осуществляется повторное ГТМ. Просуммировав промежуточные дебиты, определяется накопленная добыча.
Уравнения (7)–(12), (14)–(16), (20) используются и для расчетов параметров при сбросе ТПАВ.
12. Система уравнения для расчета забойного давления и дебита, когда возможно использовать ТПАВ:

где υ(мин.г) – минимальная скорость потока, при которой возможно применение ТПАВ.
13. Объем жидкости, который скапливается при
Pзат.ТПАВ и Pу.ТПАВ:

14. Масса ТПАВ, необходимая для удаления жидкости с забоя:

где x – количественная характеристика конкретного ПАВ, которая показывает сколько кг активного вещества удаляют 1 м3 жидкости, кг/м3. Параметр определяется для конкретного состава жидкости и конкретных условий путем лабораторных исследований.

Заключение
Эффективность ГТМ для борьбы с обводнением газовых скважин обусловлена принципами, заложенными в основу предложенного авторами алгоритма:
1. Своевременной идентификацией обводнения;
2. Проведением ГХА для определения генезиса жидкости;
3. Расчета применения ГТМ при исходных параметрах скважины.
Для борьбы с пластовой жидкостью предложено проведение РИР. Это решение обосновано возможностью ухода от обводненных интервалов с последующей перфорацией.
Для борьбы с конденсационной жидкостью эффективнее применять такие ГТМ, как продувка, сброс ТПАВ и замена лифтовой колонны. Итоговое решение по выбору ГТМ для борьбы с конденсационной жидкостью должен принимать специалист, сравнивая накопленную добычу от проведения мероприятия и капитальные затраты.

Литература

1. Тупысев М.К. Влияние техногенных процессов на содержание воды в продукции газовых скважин // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2020. – № 1(28). – С. 1–5.
2. Прахова М.Ю., Краснов А.Н., Хорошавина Е.А. Способ диагностирования обводненности газовых скважин // SOCAR Proceedings. – 2016. – № 3. – C. 19–26.
3. Subhashini S, Arul karthi S. Study on Indentifying Liquid Loading in Gas Wells and Deliquification Techniques // Internetional Journal of Engineering Research & Technology (IJERT). – 2019. – Vol. 8 Issue 06. – P. 1434–1445.
4. Ли Дж., Никенс Г., Уэллс М. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин / Перевод с английского. – М: ООО “Премиум Инжиниринг”, – 2008. – 384 с.
5. РД 51-90-84 Методические указания по расчету валовых выбросов углеводородов (суммарно) в атмосферу в газовой промышленности. – М.: ОАО “Газпром”, – 2005. – 63 с.
6. Харитонов А.Н. Проблемы эксплуатации газовых скважин зрелых месторождений Западной Сибири и пути их решения // Нефтяная провинция. – 2021. – № 4(28). Часть 1: Спецвыпуск. – С. 155–185.
7. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин. – М.: Наука, – 1995. – 523 с.
8. Ермолаев А.И., Моисеев В.В., Шулятиков В.И. Методика выбора обводняющихся газовых скважин для применения газлифта // Научно-технический сборник «Вести газовой науки». – 2018. – № 1(33). – С. 71–76.
9. Патент РФ № 2022668641, 10.10.2022. Раупов И.Р., Касымов М. Программа для выявления обводнения газовых скважин и подбор геолого-технического мероприятия для борьбы с ним. 2022. Бюл. № 10.
10. Пономарев А.И., Вербицкий В.С., Федоров А.Э., Ибатулин А.А. Обеспечение устойчивых технологических режимов эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождения с применением устьевых газоструйных аппаратов // Актуальные проблемы добычи газа. – 2018. – № 1 (33). – С. 171–180.
11. Кшницкий Ю. Расчет массы плунжера для лифтовой колонны скважины № 623 Медвежьего нефтегазоконденсатного месторождения. – М.: Изд-во Московский физико-технический институт. – 2013. – 5 с.

References

1. Tupysev M.K. Vliyaniye tekhnogennykh protsessov na soderzhaniye vody v produktsii gazovykh skvazhin [Influence of technogenic processes on the water content in the production of gas wells]. // Aktual'nyye problemy nefti i gaza [Actual problems of oil and gas]. – 2020. – no. 1(28). – pp. 1–5. (In Russian).
2. Prakhova M.Yu., Krasnov A.N., Khoroshavina Ye.A. Sposob diagnostirovaniya obvodnennosti gazovykh skvazhin Method for diagnosing water cut in gas wells] // SOCAR Proceedings [SOCAR Proceedings]. – 2016. – no 3. – pp. 19–26. (In Russian).
3. Subhashini S, Arul karthi S. Study on Indentifying Liquid Loading in Gas Wells and Deliquification Techniques // Internetional Journal of Engineering Research & Technology (IJERT). – 2019. – Vol.8 Issue 06. – P. 1434–1445. (In English).
4. Li Dzh., Nikens G., Uells M. Ekspluatatsiya obvodnyayushchikhsya gazovykh skvazhin. Tekhnologicheskiye resheniya po udaleniyu zhidkosti iz skvazhin / Perevod s angliyskogo [Exploitation of flooded gas wells. Technological solutions for removing fluid from wells / Translation from English]. – Moscow: “Premium Inzhiniring” Publ., – 2008. – P. 384. (In Russian).
5. RD 51-90-84 Metodicheskiye ukazaniya po raschetu valovykh vybrosov uglevodorodov (summarno) v atmosferu v gazovoy promyshlennosti [RD 51-90-84 Guidelines for the calculation of gross hydrocarbon emissions (total) into the atmosphere in the gas industry]. – Moscow: “Gazprom” Publ., – 2005. – P. 63.(In Russian).
6. Kharitonov A.N. Problemy ekspluatatsii gazovykh skvazhin zrelykh mestorozhdeniy Zapadnoy Sibiri i puti ikh resheniya Problems of exploitation of gas wells of mature fields in Western Siberia and ways to solve them] // Neftyanaya provintsiya [oil province]. – 2021. – no. 4 (28). Part 1: Spetsvypusk. – pp. 155–185. (In Russian).
7. Gritsenko A.I., Aliyev Z.S., Yermilov O.M., Remizov V.V., Zotov G.A. Rukovodstvo po issledovaniyu skvazhin [Guidelines for the study of wells]. – Moscow: Nauka Publ., – 1995. – P. 523. (In Russian).
8. Yermolayev A.I., Moiseyev V.V., Shulyatikov V.I. Metodika vybora obvodnyayushchikhsya gazovykh skvazhin dlya primeneniya gazlifta [Technique for selecting flooded gas wells for the use of gas lift] // Nauchno-tekhnicheskiy sbornik Vesti gazovoy nauki [Scientific and technical collection. «Vesti gazovoy nauki»] – 2018. – № 1(33). – pp. 71–76. (In Russian).
9. Patent RF № 2022668641, 10.10.2022. Raupov I.R., Kasymov M. Programma dlya vyyavleniya obvodneniya gazovykh skvazhin i podbor geologo-tekhnicheskogo meropriyatiya dlya bor'by s nim. [Program for detecting watering of gas wells and selection of geological and technical measures to combat it]. 2022. Byul. no. 10. (In Russian).
10. Ponomarev A.I., Verbitskiy V.S., Fedorov A.E., Ibatulin A.A. Obespecheniye ustoychivykh tekhnologicheskikh rezhimov ekspluatatsii gazovykh skvazhin na pozdney stadii razrabotki mestorozhdeniya s primeneniyem ust'yevykh gazostruynykh apparatov. [Ensuring sustainable technological regimes for the operation of gas wells at a late stage of field development using wellhead gas-jet apparatus] // Aktual'nyye problemy dobychi gaza [Actual problems of gas production]. – 2018. – no 1 (33). – pp. 171–180. (In Russian).
11. Kshnitskiy Yu. Raschet massy plunzhera dlya liftovoy kolonny skvazhiny № 623 Medvezh'yego neftegazokondensatnogo mestorozhdeniya [Calculation of the mass of the plunger for the lift string of well No. 623 of the Medvezhye oil and gas condensate field] – Moscow: “Izd-vo Moskovskiy fiziko-tekhnicheskiy institute” Publ., – 2013. – P. 5. (In Russian).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей

    Авторизация


    регистрация

    Раупов И.Р.

    Раупов И.Р.

    к.т.н., доцент

    ФГБОУ ВО Санкт-Петербургский горный университет г. Санкт-Петербург, 199106, РФ

    Касымов М.

    Касымов М.

    студент

    ФГБОУ ВО Санкт-Петербургский горный университет г. Санкт-Петербург, 199106, РФ

    Просмотров статьи: 1229

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru