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.
