Медвежье газовое месторождение - уникальное по запасам газа, расположено в ЯМАО, в 25 км к юго-востоку от п Пангоды.
Входит в состав Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1967 г. Разрабатывается с 1972 г.
Разработку месторождения осуществляет Газпром добыча Надым.
Статья посвящена актуальной проблеме самозадавливания добывающих скважин на завершающей стадии разработки газовых месторождений. Так, например, на Медвежьем нефтегазоконденсатном месторождении снижение пластового давления и дебита ухудшают условия выноса жидкости и мех. примесей с забоя скважин. Накопление воды приводит к увеличению фильтрационных сопротивлений, дальнейшему снижению продуктивности и в итоге к остановке (самозадавливанию) скважин. За период с 2004 г по 1е полугодие 2010 г на Медвежьем месторождении количество самозадавливающихся скважин увеличилось с 81 до 116 ед. В более 30% добывающих скважин не обеспечивается вынос жидкости с забоя.
17 января 2018 главгосэкспертиза РФ рассмотрела и одобрила проект реконструкции скважин Медвежьего нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ).
Проект предусматривает реконструкцию на 45 газовых скважинах Медвежьего НГКМ, обустройство узлов замера сухого газа и переключение существующих шлейфов для подачи сухого газа на проектируемые скважины.
1. Проблема «самозадавливания» скважин на Медвежьем месторождении и пути её решения
Разработка Медвежьего месторождения сопровождается снижением пластового давления, подъемом газо-водяного контакта и обводнением призабойной зоны добывающих скважин конденсационной и пластовой водой. Слабосцементированные пласты увлажняются и песок с газом начинает поступать в скважину. Этому также способствует перераспределение геодинамических нагрузок, обусловленное изменением разности горного и пластового давлений.
В период поздней стадии разработки газовых месторождений эксплуатация скважин сопровождается значительным обводнением призабойной зоны скважины. Продуктивные характеристики эксплуатационных скважин определяются параметрами пласта и призабойной зоны и их изменением во времени. Основными проблемами на заключительной стадии разработки месторождений являются скопление жидкости на забое скважины, а также разрушение продуктивного пласта вследствие намокания породы [11]. Образующиеся на забое скважины песчано-глинистые пробки, постепенно накапливаясь, перекрывают интервал перфорации и уменьшают вскрываемую эффективную толщину пласта, что существенно влияет на снижение дебита газа. Эксплуатация скважин в таких условиях сопровождается увеличением содержания механических примесей в наземном оборудовании. Преждевременно выходят из строя штуцера, задвижки, насосно-компрессорные трубы и другое промысловое оборудование. После неоднократного проведения ремонтов по удалению из скважины песчаных пробок в призабойной зоне образуются каверны, из-за чего ускоряется разрушение призабойной зоны с интенсивным выносом песка в скважину, в результате чего газовые скважины выбывают из действующего фонда.
Снижение пластового давления и дебита ухудшают условия выноса жидкости и мех. примесей с забоя скважин. Накопление воды приводит к увеличению фильтрационных сопротивлений, дальнейшему снижению продуктивности и в итоге к остановке (самозадавливанию) скважин. За период с 2004 г. по первое полугодие 2010 г на Медвежьем месторождении количество самозадавливающихся скважин увеличилось с 81 до 116 ед. На фоне общего увеличения количество самозадавливающихся скважин изменяется в течение года, так как зависит от сезонных колебаний отборов газа и проводимых геолого-технических мероприятий (ГТМ).
Факторы, обуславливающие самозадавливание эксплуатационных скважин Медвежьего месторождения, которые можно подразделить на три основные группы (рисунок 1.2):
- 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.
На основании результатов проведенных ранее промысловых исследований газовых скважин выявлено, что следствием обводнения призабойной зоны пласта как пластовыми, так и конденсационными водами являются размыв порового цемента, вынос пластового песка и образование отдельных каналов повышенной проводимости. При этом на забое происходит образование песчаных пробок, которые находятся на забое в псевдосжиженном состоянии. Постепенно накапливаясь, песчано-жидкостная пробка перекрывает интервал перфорации, что существенно влияет на снижение дебита скважины [10].
К геолого-техническим мероприятиям по поддержанию режима работы самозадавливающихся скважин месторождения Медвежье относятся:
- проведение капитального 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.
Как показал предшествующий опыт мониторинга исследований и ремонта газоконденсатных скважин Ямбургского, Медвежьего и Уренгойского месторождений, низкая эффективность проведенных ГТМ оказывается в конечном счете сильно зависимой от качества диагностики источников водопритока геофизическими методами, и цена ошибок этой диагностики на поздней стадии разработки постоянно растет [14].
1.1 Проведение капитального ремонта скважин, включающего крепление призабойной зоны пласта и водоизоляционные работы
Укрепление призабойной зоны с использованием фиброцемента
Для укрепления ПЗП применяется технология тампонирования продуктивных интервалов коллектора тампонажным портландцементом с наполнителем - полипропиленовой фиброй. Фибра вводится в укрепляющий состав для уменьшения хрупкого разрушения укрепленной зоны коллектора при последующем взрывном воздействии перфораторов.
Данная тампонирующая смесь частично выполняет задачу по созданию устойчивой ПЗП, но не обладает проницаемостью. Применение перфораторов с повышенным проникающим действием позволяет получить сообщение продуктивного коллектора со стволом скважины, но приводит к снижению добывных возможностей скважины из-за большего фильтрационного сопротивления приствольной зоны пласта. В редких случаях крепление коллектора фиброцементом позволяет эксплуатировать после ремонта скважину с дебитами, определенными из добывных возможностей скважины.
Технология укрепления призабойной зоны НТФ Атомбиотех
На настоящий момент в Газпром добыча Надым проводится испытание технологии альтернативной технологий крепления ПЗП с использованием фиброцемента. Эта технология позволяет создавать внутрипластовый фильтр при помощи полиуретановых смол, образующих после отверждения в пласте пористую и проницаемую для газа структуру. В данном случае не требуется проведения реперфорации эксплуатационной колонны. Также можно отказаться от применения подъемных агрегатов мачтового типа, так как обработка коллектора полиуретановой смолой выполняется с применением колтюбинга или закачкой укрепляющей смеси по лифтовой колонне. Данная технология была опробована на 15 сеноманских газовых скважинах действующего фонда Уренгойского НГКМ. Положительным результатом признано уменьшение скорости формирования забойных песчаных пробок после обработки коллектора полиуретановой смолой. Отсутствие сравнительных данных по удельному содержанию механических примесей в газе до и после ремонта не позволяет объективно оценить эффективность данной технологии.
Технология компании укрепления призабойной зоны Sand Trap
Сущность технологии заключается в обработке коллектора смолистым веществом на глубину 3-6 диаметров эксплуатационной колонны. Операция может осуществляться с применением колтюбинга. Суть данной технологии заключается в применении особого состава, обладающего высокой адгезией к зернам песчаника, и тем самым укрепляющего коллектор, который после обработки сохраняет свои пористость и проницаемость. При этом также не требуется проведения реперфорации эксплуатационной колонны [18].
Комплексная технология по укреплению ПЗП и селективной водоизоляции притока пластовой воды
Сущность данной технологии заключается в обработке коллектора полимерным веществом, являющимся модификатором относительной проницаемости и обладающим высокой адгезией к песчанику. Модификация относительной проницаемости заключается в его способности снижать проницаемость для воды до величины, которая в 7-10 раз меньше, чем проницаемость для углеводородов. По существу, это позволяет порам коллектора пропускать газ и задерживать воду. Вещество обладает высокой адгезией к зернам песчаника, укрепляет коллектор, который после обработки сохраняет свои пористость и проницаемость. Не требуется проведения реперфорации эксплуатационной колонны как в случае с фиброцементом. Операция может осуществляться с применением колтюбинга.
Основной причиной недостаточной успешности водоизоляционных работ на газовых месторождениях Западной Сибири является отсутствие высокоэффективных водоизоляционных композиций и технологий проведения работ. Так, например, на Медвежьем месторождении водоизоляционные работы проводятся в два этапа путем закачивания геля кремниевой кислоты, образующейся смешиванием на устье силикатного реагента "Монасил" (модернизированный натриевый силикат) и органической (лимонной) кислоты с докреплением водоизолирующего экрана тампонажным порландцементом ПЦТ1-50, что, в свою очередь, исключает избирательное воздействие тампонажного состава на продуктивный пласт и в конечном итоге ведет к снижению дебитов газа [1].
Создание водоизоляционного экрана выполнялось ранее с применением только тампонажного портландцемента. С апреля 2009 г началось применение технологии двухэтапной водоизоляции. Первый этап - создание изоляционного экрана на основе силикатного реагента Монасил с отвердителями (лимонная кислота или раствор хлористого кальция). Второй этап - последующее докрепление данного интервала портландцементным раствором.
Альтернативой применению изоляционного состава на основе реагента Монасил является кремнеорганический реагент Акор-МГ (Акрон). В результате экономической и технологической оценки ремонтно-изоляционных работ, выполненных на скважинах Уренгойского и Ямбургского месторождений составами на основе полиакриламида, Акор-МГ, НМН-400, жидкого стекла, установлено, что реагент Акор является наиболее эффективным из всех представленных.
1.2 Периодическая продувка ствола скважины с выпуском газа в атмосферу
Продувка ствола скважин является наиболее простым с точки зрения используемого оборудования, техники и материалов мероприятием. К недостаткам продувок относятся:
- резкое повышение депрессии на пласт, что приводит к разрушению песчаного коллектора;
- безвозвратные потери газа;
- отсутствие продолжительного эффекта [18].
1.3 Обработка забоя скважин твёрдыми и жидкими ПАВ
Месторождение Медвежье вступило в заключительную стадию разработки, характеризующуюся низкими дебитами скважин. Одним из путей повышения производительности скважин является использование твердых и жидких ПАВ, позволяющих обеспечить вынос пластовой и конденсационной воды с забоев [8].
Существует множество различных способов удаления жидкости из ствола скважины, но наиболее технологичным и простым в применении является использование жидких и твердых поверхностно-активных веществ (ПАВ). Сорбируясь на границе раздела жидкой и газовой фазы ПАВ резко изменяют свойства этой поверхности раздела. По своим химическим свойства ПАВ представляет собой молекулу состоящую из двух частей, одна из которых гидрофобна, а другая гидрофильна. Образование пен происходит только для смесей жидкостей. Механизм их образования следующий: ПАВ, сорбируясь на поверхности, ориентируются своими гидрофобными частями в газовую фазу, поэтому происходит образование тонкого слоя жидкости, которая покрыта мономолекулярным слоем ПАВ. Внутри жидкости находится заряженная (гидрофильная) часть молекулы, которая не дает возможности разорваться этому слою (препятствует сближению).
Необходимым условием эффективного удаления жидкости с помощью ПАВ является образование на забое скважины стабильной пены, представляющей собой дисперсные системы, состоящие из ячеек-пузырьков газа. Обычно газ рассматривается как дисперсная фаза, а жидкость - как непрерывная дисперсионная среда. Разделяющие пузырьки газа жидкие пленки образуют непрерывный пленочный каркас, являющиеся основой пены. Пузырьки пены не являются сферическими. Они в той или иной мере деформированы в виде многогранников, что придает пенам сотообразную структуру. В более или менее устойчивом состоянии концентрированные пены могут существовать только при наличии третьего компонента - стабилизатора пен или пенообразователя, который, адсорбируясь на поверхности раздела жидкость - газ уменьшает свободную энергию системы и тем самым стремление к разрушению пен. Прочность и продолжительность существования пены зависит от свойств пленочного каркаса, в свою очередь определяющегося количеством и природой присутствующего в системе пенообразователя, его поверхностной активностью и способностью образовывать вязкую аморфно-твердую пленку. Сохранение прочности пленки зависит от целого ряда факторов, например, вязкости и силы поверхностного натяжения жидкости на стенках пузырьков, присутствие в системе неорганических солей или других химических реагентов, температуры и множества других. Следует отметить, что влияние каждого из вышеуказанных факторов на процесс пенообразования "чистых жидкостей" достаточно хорошо изучен. Однако, эти процессы значительно усложняются из-за наличия пластовой воды различной минерализации. Высокая минерализация резко снижает пенообразующие способности ПАВ. На процесс пенообразования влияние в основном оказывают соли кальция и магния.
На месторождении Медвежье с целью интенсификации добычи газа применяются три вида технологий удаления жидкости из скважины с применением ПАВ: обработка забоев скважин твердыми ПАВ, обработка ПЗП жидкими ПАВ и обработка ПЗП жидким ПАВ с последующей продавкой в пласт метанола.
Средний эффект от обработки жидким ПАВ составляет 105 дней.
Единственной проблемой, которая может возникнуть при массовом применении ПАВ - это образование устойчивых пенных составов, которое влечет за собой осложнения при работе промыслового оборудования, снижение качества промысловой подготовки газа, дополнительную нагрузку на оборудование ДКС. Для избежания негативных воздействий от применения ПАВ, в дальнейшем необходимо предусмотреть возможность разрушения пены, образующейся при применении ПАВ. Один из наиболее простых и распространенных методов пеногашения - это химический, основанный на вводе в пенные системы специальных химических реагентов - пеногасителей. Из химических средств гашения пены наиболее эффективным является способ введении в пенные системы глобулярных гидрофобных пеногасителей. Их действие приводит к наиболее полному гашению пены. Эти пеногасители в меньшей степени подвержены влиянию различных негативных факторов их ввода в систему, что позволяет с достаточной достоверностью прогнозировать их поведение [18].
1.4 Замена НКТ на трубы меньшего диаметра
Необходимо отметить зависимость количества самозадавливающихся скважин от диаметра насосно-компрессорных труб (НКТ). Так, например, 82,8 % скважин от общего количества самозадавливающихся, приходится на скважины, оборудованные НКТ диаметром 168 мм и 6,9 % скважин, оборудованных комбинированными НКТ - 168/127 мм. Количество самозадавливающихся скважин, оборудованных НКТ 168 мм и 168/127 мм составляет 104 ед., что соответствует 52,3 % эксплуатационного фонда скважин месторождения, оборудованных данным типом НКТ (таблица 2.1) [18].
Таблица 2.1 - Количество самозадавливающихся скважин с разбивкой по НКТ
|
Диаметр НКТ, мм |
Количество самозадавливающихся скважин, ед. |
% от количества самозадавливающихся скважин |
% от общего количества скважин с аналогичным НКТ |
|
|
102 |
1 |
0,9 |
3,6 |
|
|
114 |
4 |
3,4 |
5,0 |
|
|
127 |
5 |
4,3 |
15,2 |
|
|
168 |
96 |
82,8 |
53,6 |
|
|
114/127 |
1 |
0,9 |
100,0 |
|
|
127/168 |
8 |
6,9 |
40,0 |
|
|
114/168 |
1 |
0,9 |
100,0 |
|
|
168+127/168 |
104 |
89,7 |
52,3 |
|
1.5 Использование плунжерного лифта
В последние годы интенсивно продолжает совершенствоваться оборудование для подъема жидкости из скважин с использованием энергии газа (плунжерный лифт). Разработаны новые конструкции плунжеров и средства для автоматического управления его работой. Определены предельные значения технологических параметров скважин, при которых целесообразно использование плунжерного лифта. Однако массового распространения плунжерный лифт пока не получил из-за периодически повторяющихся сбоев в работе по технологическим причинам и разрушения оборудования в результате больших ударных нагрузок.
Установка оборудования плунжерного лифта проводится без глушения скважины и продолжается не более 30 минут. На пакере или на специальной муфте, расположенной на башмаке лифтовой колонны, устанавливается нижний ограничитель хода плунжера. Над буферной задвижкой устанавливается верхний ограничитель хода плунжера, служащий для механического разделения корпуса и шара.
Главным условием, необходимым для использования технологии эксплуатации скважин с использованием летающих клапанов в эксплуатационных скважинах, является качество канала, по которому перемещается дополнительное устройство. Канал должен быть равнопроходным на всем пути движения в скважине от низа фонтанной колонны до верха фонтанной елки
Эксперименты по работе скважин с плунжерным лифтом проводятся на месторождении с февраля 2006 г. Ресурс первых плунжеров составлял 3-5 суток. Постепенно применение новых материалов (титан, полиуретан) позволило довести ресурс плунжера до 8 месяцев.
Основной проблемой при переводе скважин на эксплуатацию с помощью плунжерного лифта являются сужения, овальность и несоосность элементов фонтанных арматур
Преимущества и недостатки технологии:
- сокращение количества продувок скважин с выпуском газа в атмосферу;
- возможность применения в лифтовых колоннах Ду = 168 мм без снижения дебита скважины;
- установка оборудования плунжерного лифта проводится без глушения скважины и продолжается не более 30 минут;
- низкая стоимость оборудования;
- большой объем работ по обслуживанию по сравнению с другими скважинами;
- частичное обледенение внутренней полости НКТ и ФА, препятствующее прохождению клапана;
- невозможность применения в скважинах, оборудованных фонтанной арматурой импортного производства [18].
1.6 Закачка газа в межтрубное пространство
В качестве одного из альтернативных мероприятий для обеспечения стабильной работы низкодебитных скважин предлагается закачка в межтрубное пространство газа, подаваемого с выхода ДКС. В результате возрастает скорость потока в лифтовых трубах и обеспечивается вынос жидкости из ствола скважины. Испытания данной технологии проводились в 2005 г и в целом показали положительные результаты.
Газ высокого давления с выхода ДКС через промысловый шлейф поступает в затрубное пространство скважины. В результате суммарный расход газа, поступающего на забой скважины из пласта и через затрубное пространство с устья, становится выше критического и происходит вынос жидкости из скважины. Продукция скважины подается в ГСС. Расход газа, поступающего в затрубное пространство одной скважины (дебит закачки) регулируется с помощью углового штуцера в пределах до 100 тыс. м3/сут.
Перед началом испытаний скважины работали в режиме самозадавливания с периодическими продувками. Результаты испытаний на скважине № 916 показали возможность эффективной эксплуатации самозадавливающихся скважин с закачкой газа в межтрубное пространство. При работе скважины с 11 октября 2005 по 7 ноября 2005 с дебитом 170-200 тыс. м3/сут при дебите закачки примерно 80-90 тыс. м3/сут не отмечено существенных изменений режима работы скважины, связанных с ее самозадавливанием.
Работы по испытанию режимов эксплуатации скважин при закачке сухого газа в затрубное пространство выполнялись в период с 21 июня по 15 октября 2009 г. На первом этапе испытаний закачка газа осуществлялась постоянно, на втором - в циклическом режиме.
Из-за низких продуктивных характеристик скважин и высокого давления в шлейфе потребовалась большая величина дебита закачки, который превышал расход газа, поступающего из пласта. При постоянной закачке газа в затрубье средняя величина отношения дебита газа, поступающего из пласта, к дебиту закачки составила примерно 0,75.
Эффективность предлагаемой технологии существенно выше, если закачку газа в межтрубное пространство производить не постоянно, а периодически (по мере необходимости), что уменьшит количество закачиваемого газа. Как показали проведенные испытания при циклической закачке средняя величина отношения дебита газа, поступающего из пласта, к дебиту закачки составляет 1,13, т.е. выше по сравнению с постоянной закачкой. Однако следует отметить, что для поддержания оптимального режима циклической закачки требуется автоматическая регулировка и контроль величины расхода газа закачки, а также контроль параметров работы скважины.
Преимущества и недостатки технологии:
- прекращение продувок скважин;
- увеличение дебитов скважин и скоростей газа в шлейфе до величин, обеспечивающих вынос жидкости;
- возможность проведения циклической закачки газа в затрубное пространство, что существенно повышает эффективность технологии;
- сильная зависимость объемов закачки газа в затрубное пространство скважин от давления в шлейфе;
- невозможность применения без значительных дополнительных затрат на скважинах, оборудованных только одним шлейфом;
- затраты на осушку и компримирование газа, подаваемого в затрубное пространство;
- необходимость установки дополнительного оборудования (устьевого подогревателя газа, закачиваемого в затрубье) для работы в зимнее время [18].
1.7 Эксплуатация скважин по концентрическим лифтовым колоннам
Технология эксплуатации скважин по КЛК по двухрядному лифту или двухканальной схеме - это условное наименование процесса, используемого для эксплуатации газовых скважин, в которых газ, поступающий из продуктивного пласта, на забое разделяется на два потока. Потоки газа поднимаются по каналам, образованным двумя колоннами труб - центральной лифтовой колонной (ЦЛК) и основной лифтовой колонной (ОЛК), концентрически размещенными одна в другой и сообщающимися в нижней части между собой. Скважина эксплуатируется одновременно по ЦЛК и ОЛК. После подъема газа к устью скважины потоки газа соединяются и поступают в газосборный коллектор.
Технология реализует задачу оптимизации режима эксплуатации обводняющихся скважин посредством автоматического поддержания в ЦЛК значения дебита газа, превышающего на 10-20% минимальное значение дебита газа, необходимого для удаления жидкости с забоя по ЦЛК. Поддержание заданного значения дебита (для текущего пластового давления) осуществляется путем непрерывного контроля дебита газа на пути потока газа из ЦЛК и изменением отбора газа из ОЛК при изменении давления на устье скважины. Управление технологическими параметрами работы скважины по обоим каналам может осуществляться с помощью автоматизированного комплекса. Это связано со значительными колебаниями давления газа в шлейфе в течение суток.
На линии соединительного трубопровода из межтрубного кольцевого пространства (МКП) устанавливается регулирующий клапан. Автоматизированная система постоянно поддерживает необходимое значение дебита газа, обеспечивающего вынос жидкости с забоя скважины, за счет уменьшения дебита газа по ОЛК. При скоплении жидкости в стволе скважины МКП временно частично перекрывается, обеспечивая увеличение дебита газа по ЦЛК до величины, достаточной для удаления жидкости. Диаметр ЦЛК выбирается таким образом, чтобы удаление жидкости происходило достаточно быстро и большую часть времени, скважина работала по двум каналам с высоким дебитом. Эксплуатация скважин по КЛК допустима в скважинах с ЭК из труб Ду = 168 и 219 мм, ЛК из труб Ду = 168, 146,127 и 114 мм.
Для технологии эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам характерна следующая особенность - из-за использования ЦЛК из труб малого диаметра значительно возрастают потери давления в стволе скважины. Это обстоятельство еще связано с большим соотношением потерь в лифтовых колоннах между ОЛК и ЦЛК. Таким образом, при определении технологического режима работы скважин по концентрическим лифтовым колоннам необходимо поддерживать давление на забое, не превышающее критических значений, при котором происходит разрушение призабойной зоны.
Преимущества и недостатки технологии:
- сокращение количества продувок ствола скважин с выпуском газа в атмосферу;
- большой объем работ по обслуживанию по сравнению с другими скважинами;
- увеличение дебита за счет постоянного выноса жидкости и тем самым уменьшения фильтрационных сопротивлений на забое скважины;
- снижение дебита скважины при частичном перекрытии межколонного пространства для обеспечения выноса жидкости по центральной лифтовой колонне [18].
2. Опыт эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам
Присутствие воды в продукции газовых скважин увеличивает потери давления как по колонне НКТ, так и в системе сбора. При достижении скорости, не обеспечивающей вынос жидкости из скважины, происходит ее накопление на забое, в результате чего приток газа к забою скважины прекращается и скважина «самозадавливается». Такая ситуация наблюдается в 20-30% фонда эксплуатационных скважин Медвежьего месторождения [2]. Наиболее перспективным методом удаления жидкости является использование КЛК.
Газпром большое внимание уделяет поиску, разработке и апробации технологических решений для повышения эффективности эксплуатации самозадавливающихся скважин и снижения нагрузки на экологию. Одним из перспективных направлений является технология эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам, испытания которой были инициированы Управлением по добыче газа и газового конденсата Газпром.
Данная технология разработана головным научным центром Газпром - Газпром ВНИИГАЗ еще в 60-х гг XX в и широко использовалась на юге СССР. В 1960-1975 гг для основных газовых месторождений - Северо-Ставропольского, Пелагиадинского, Газлинского, Шебелинского и др. закончился период постоянной добычи. Стояла задача: поддержать отборы газа из месторождений без строительства новых скважин. В те годы скважины эксплуатировались в основном по лифтовым колоннам диаметрами 60-89 мм, требуемые годовые отборы из месторождений обеспечивались за счет уменьшения давления на входе в дожимные компрессорные станции. Одним из наиболее экономически обоснованных решений для увеличения производительности скважин было снижение потерь давления при движении газа по стволу скважины за счет эксплуатации одновременно по центральной лифтовой колонне и кольцевому межтрубному каналу между лифтовой и эксплуатационной колоннами [13].
С 2005 г на скважинах Надым-Пур-Тазовского региона для повышения эффективности эксплуатации начали испытывать, а потом применять технологии удаления жидкости, в частности газлифт, плунжерный лифт, концентрический лифт на месторождении Медвежье. Эти технологии широко применяются за рубежом. В Газпром огромное внимание уделяется поиску и внедрению энергоэффективных экологически чистых технологий эксплуатации скважин, а также более технологически и экономически эффективных технологий реконструкции скважин. Обе задачи являются приоритетными для Газпром.
В 2008 г на месторождении Медвежье (скв722, 814) были начаты испытания технологии эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам. Работы проводились по инициативе Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти Газпром при участии компаний Sumitomo Corporation (Япония) и ZEDi Inc. (Канада). При эксплуатации по концентрическим колоннам жидкость из скважины удаляется по центральной лифтовой колонне потоком газа или плунжерным лифтом. Необходимость в продувках отпадает. По межтрубному кольцевому каналу газ поступает из скважины в газосборный коллектор без капельной жидкости. Таким образом, на многие годы отпадает необходимость проводить замены лифтовых колонн, а рабочий дебит поддерживается на максимально возможном уровне без технологических продувок.
Для оптимизации режима работы скв722 и 814 в ранее установленные основные лифтовые колонны (ОЛК) DN168 были спущены ЦЛК из труб одного диаметра DN60. Все работы проводились с использованием традиционных технологий с глушением скважин. Как правило, такие работы занимают 1 мес. Кроме того, необходимо 72 ч и более на отработку скважин перед подключением к шлейфу. Работы на этих двух скважинах были проведены в срок, однако скв.722 вышла на расчетный режим только через 10 мес из-за ухудшения фильтрационных свойств призабойной зоны скважины вследствие ее глушения [12].
В целом результаты испытаний по скважине № 814 признаны положительными. По скважине № 722 требуется проведение дополнительного анализа полученных данных.
Для осуществления спуска ЦЛК в скважину в условиях низких пластовых давлений наиболее оптимальным является применение технология без глушения скважины. Из опыта эксплуатации скважин № 722 и 814 сделан вывод о том, что интенсивный вынос механических примесей, наблюдавшийся вначале, через определенное время сводится к значениям, не превышающим допустимые технологическим режимом.
Перед переоборудованием скважины для эксплуатации концентрическими лифтовыми колоннами рекомендуется оснастить скважину системами телеметрии для получения наиболее достоверной геолого-технологической информации.
Для снижения капитальных затрат на переоборудование скважин под концентрический лифт можно предусмотреть возможность комплектование установки в кустовом варианте [18].
На основании опыта, накопленного в период испытаний и промышленного применения, в 2010-2011 гг Газпром ВНИИГАЗ по заданию Газпрома были разработаны Технические требования к внутрискважинному оборудованию, фонтанной арматуре и обвязке устья для эксплуатации скважин сеноманских залежей Надым-Пур-Тазовского региона по концентрическим лифтовым колоннам (Р Газпром 2-3.3-555-2011) и Руководство по эксплуатации скважин сеноманских залежей по концентрическим лифтовым колоннам (Р Газпром 2-3.3-556-2011) [12].
В 2012 г на эксплуатацию по концентрической лифтовой колонне (КЛК) переведены скв.7193 и 7196 Ямбургского месторождения. Ремонт на этих скважинах затянулся на более длительные сроки. Кроме того, такие операции достаточно дорогие и приводят к длительным простоям скважин.
На основе промысловых исследований и опыта использования в течение пяти лет на двух скважинах месторождения Медвежье и двух скважинах Ямбургского месторождения в 2012-2013 гг. подтверждена возможность и эффективность технологии эксплуатации обводняющихся скважин сеноманских залежей по КЛК на поздней стадии разработки месторождений. Но при этом оставался открытым вопрос об эффективности реконструкции скважин, так как последствия ремонта значительно увеличивают риски снижения дебита, а высокая стоимость ремонта значительно снижает экономическую эффективность перевода скважин на аналогичные технологии.
С 2008 г Департамент по добыче газа, газового конденсата, нефти Газпром при непосредственном участии Газпром ВНИИГАЗ вели проработку вопросов по внедрению технологии установки длинномерной лифтовой колонны без глушения скважин с привлечением отечественных производителей. Стандартные колтюбинговые стальные трубы не подходят для эксплуатации сеноманских скважин из-за очень маленького диаметра, так как это приводит к очень большим потерям давления. Необходимо было использовать нестандартное оборудование.
В 2011 г Псковгеокабель совместно с НИП Дельта-Т в рамках Федеральной целевой программы по теме "Разработка, организация производства номенклатурного ряда шлангокабелей, полимерных армированных трубопроводов, технических средств и технологий их использования в нефтяной и газовой промышленности" подготовили и организовали производство номенклатурного ряда шлангокабелей, полимерных армированных трубопроводов. По предложению Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти Газпром, Псковгеокабель было разработано и изготовлено оборудование, предназначенное для проведения спускоподъемных операций полимерных армированных труб в газовые скважины без их глушения.
В настоящее время Псковгеокабель выпускает сталеполимерные трубы, аналогичные колтюбинговым, но в широком диапазоне диаметров . Сталеполимерная труба имеет гораздо больший ресурс работы (более 1000 спускоподъемных операций) по сравнению со стальной безмуфтовой длинномерной трубой (БДТ) (до 100 спускоподъемных операций). Кроме того, грузонесущая сталеполимерная труба (ГСПТ) обладает рядом других достоинств: меньшим коэффициентом трения внешней поверхности о стенки НКТ или ствола скважины, а также жидкостей о ее внутреннюю поверхность, стойкостью к воздействию агрессивных растворов (кислот и щелочей), не подвержена коррозии.
Это достигается за счет создания конструкции гибкой грузонесущей полимерной трубы, стенки которой выполнены из сплошного слоя полимерного материала, внутри которого размещены продольные армирующие элементы в виде металлической ленты, уложенные под определенным углом к оси трубы, и поперечные армирующие элементы в виде двух противоположных повивов металлических проволок, имеющих форму спирали. Труба может содержать дополнительную полимерную оболочку, под которой размещены токопроводящие изолированные жилы. Увеличение рабочего давления до предела текучести полимера достигается введением в стенку трубы армирующих элементов в виде металлических проволок, лент или высокопрочных химических волокон.
Первые испытания грузонесущей трубы с внутренним диаметром 20 мм и наружным 38 мм и технология ее спуска без глушения скважины были проведены на скважинах Газпром добыча Ноябрьск. На Вынгапуровском месторождении технологию использовали для удаления водяного столба с помощью компрессора, на Комсомольском для удаления столба жидкости из скв. 1093 пластовым газом, на Западно-Таркосалинском провели освоение скв. 307 после капитального ремонта.
Грузонесущая труба диаметром 20 мм в основном может использоваться только при проведении работ, как и металлические длинномерные трубы во время ремонтов скважин (для промывки и размыва песчаных пробок, для освоения скважин, удаления гидратных и ледяных пробок). Они не могут использоваться в процессах эксплуатации скважин в качестве канала для подачи газа от пласта к устью скважины из-за малого проходного сечения, большого гидравлического сопротивления. Поэтому разработка и изготовление грузонесущей трубы для использования в качестве лифтовой целесообразны только с площадью проходного сечения на уровне не менее 20-30 см2.
В 2013 г в Псковгеокабель была разработана и изготовлена грузонесущая труба для использования в качестве центральной лифтовой колонны требуемого внутреннего диаметра (49 мм), что соответствует с некоторым приближением НКТ диаметром 60 мм. На ее основе была разработана длинномерная лифтовая колонна (ДЛК), которая включает специальные наконечники на нижнем и верхнем концах трубы.
Для первых испытаний ДЛК внутренним диаметром 49 мм на Уренгойском месторождении была выбрана скв. 514, которая находится в промышленной эксплуатации более 30 лет, с 1981 г В 2010 г из скважины был извлечен пакер и оставлена лифтовая колонна из труб DN168. За весь период работы из скважины добыто более 5,6 млрд м3 газа. До спуска длинномерной лифтовой колонны на устье скважины использовалась фонтанная арматура (г Баку), давление на устье составляло 1,4 МПа, температура - 3 ?С. Для периодического удаления жидкости скважину продували 1-2 раза в неделю.
Целями проведения испытаний на скв 514 Уренгойского месторождения было:
- опробование технологии реконструкции скважины для перевода на эксплуатацию по ДЛК без глушения скважины;
- оценка возможности применения полимерной грузонесущей армированной трубы марки ТГ 49/73-115 производства Псковгеокабель в качестве ДЛК для удаления жидкости из скважины.
Для спуска был использован вновь разработанный мобильный комплекс для ремонта скважин МКРС-20, состоящий:
- из инжектора, предназначенного для спуска и подъема ДЛК в скважины;
- герметизатора (двухкамерный), предназначенного для герметизации ГСПТ по внешнему диаметру в целях предупреждения выбросов и открытых фонтанов при проведении работ;
- четырехплашечного превентора, предназначенного для герметизации устья скважин;
- приемно-отдающего устройства, предназначенного для приема и упорядоченной раскладки ГСПТ (различных диаметров) на барабан, а также равномерной отдачи ГСПТ с барабана;
- комплекса специальных приспособлений для оснастки грузонесущей трубы наконечниками, технологической штанги.
Перед спуском в скважину ДЛК фонтанная елка на ранее установленной фонтанной арматуре типа АФК6-150/100-21хл от коренной задвижки была демонтирована, а выше была смонтирована новая фонтанная елка АФ6-100/50-21хл с дополнительной секцией подвешивания и герметизации длинномерной лифтовой колонны производства ООО "Нефтегаздеталь", г. Воронеж (рисунок 2.4).
Подвешивание сталеполимерной трубы в трубодержателе фонтанной арматуры производится с помощью верхнего наконечника СПТ49/73. Для замера межколонного затрубного и устьевых давлений на боковых отводах фонтанной елки предусмотрены инструментальные фланцы.
Спуск длинномерной лифтовой колонны (в качестве ЦЛК) без глушения, осуществленный на скв.514 Уренгойского месторождения, произведен без осложнений. В процессе спуска были выявлены некоторые недостатки в работе оборудования и намечены пути их устранения.
После спуска ЦЛК возле устья был смонтирован технологический комплекс управления режимом работы скважины, оборудованной ДЛК производства Вымпел, входные и выходные трубопроводы комплекса были подключены к отводам фонтанной арматуры и к выкидной линии от скважины. После подключения скв.514 была введена в эксплуатацию с подачей газа в газосборный коллектор по ЦЛК и по межколонному пространству (МКП) в ручном и автоматическом режимах [12].
Работы по оборудованию скважины длинномерной лифтовой колонной заняли 6 сут, из них непосредственно спуск трубы, монтаж и демонтаж оборудования - 3 сут.
После подключения скв.514 была введена в эксплуатацию с подачей газа в газосборный коллектор по ЦЛК и по межколонному пространству (МКП). Вынос жидкости из скважины происходит по центральной лифтовой колонне за счет автоматического управления дебитом газа. Для этого осуществляется непрерывный контроль расхода газа по всей скважине и из межколонного пространства. После внедрения технологии концентрического лифта скв.514 работает в стабильном режиме и без остановок. Технологические продувки полностью прекращены [9].
На сегодняшний день эксплуатируется пять скважин, оборудованных концентрическими лифтовыми колоннами (КЛК), в том числе на Медвежьем НГКМ - 2 скважины, Ямбургском НГКМ - две скважины, Уренгойском НГКМ - одна скважина. Скв.814, 722 на месторождении Медвежье эксплуатируются с использованием КЛК с октября 2008 г. В результате реконструкции скважины более пяти лет работают с максимально возможными рабочими дебитами без продувок [5].
В рамках комплексных программ реконструкции и технического перевооружения объектов добычи газа ОАО "Газпром" предусматривается проведение мероприятий, в том числе геолого-технических (газлифт, плунжерный лифт, концентрический лифт и др.), направленных на оптимизацию режимов работы скважин при аномально низких пластовых давлениях на поздних стадиях разработки месторождений. В связи с уменьшением давлений в пласте дебиты скважин будут ограничиваться из-за скоплений жидкости. Это значительное число скважин Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского, Вынгапуровского, Комсомольского, Западно-Таркосалинского и ряда других северных месторождений, которые продолжают эксплуатироваться по лифтовым колоннам диаметром 168 мм, оборудованным пакерами на стадии строительства или извлеченным в последние годы, и скважин, лифтовые колонны которых заменены колоннами диаметром 114 мм.
Потребуется постепенное переоборудование скважин лифтовыми колоннами меньших диаметров (89 или 73 мм), извлечение пакеров. Поэтому наиболее эффективным представляется оборудование этих скважин длинномерными лифтовыми колоннами без их глушения для минимизации негативного воздействия на призабойную зону и повышения экономической и технологической эффективности реконструкции скважин.
С использованием новой технологии могут быть решены вопросы эффективного удаления песчаных пробок из скважин, оборудованных пакерами, так как длинномерная лифтовая колонна может быть спущена на требуемую глубину ниже пакера в зону перфорации. В процессе эксплуатации скважин с использованием длинномерных лифтовых колонн возможно будет изменять глубину ее спуска, производить замену труб трубами необходимого диаметра (49 или 62 мм), проводить эксплуатацию по концентрическим лифтовым колоннам до последнего дня работы, вывода из эксплуатации и полной ликвидации [12].
На Медвежьем месторождении в результате установки концентрической лифтовой колонны произошло значительное сокращение количества продувок ствола скважин с выпуском газа в атмосферу. До проведения испытаний скважины самозадавливались вследствие ограничения их дебита из-за выноса песка. Продувки ствола скважин проводились:
- для скважины № 722 - 1 раз в 8 дней при среднем расходе газа на продувку 23 тыс м3;
- для скважины № 814 - 1 раз в 7 дней при среднем расходе на продувку 25 тыс м3 газа [18].
Прогнозная оценка технико-экономической эффективности применения системы КЛК на примере месторождения Медвежье показала, что прирост добычи по одной скв.814 до конца разработки составит около 300 млн м3 газа [5].
Одним из наиболее традиционных методов удаления конденсационной воды из скважины является установка лифтовых колонн меньшего диаметра. Однако у этого метода имеются существенные недостатки: выполнение капитального ремонта или реконструкции скважины для замены лифтовых труб является дорогостоящим мероприятием и дает только временный результат. По мере падения пластового давления и ухудшения продуктивных характеристик дебит скважины снова станет недостаточным для выноса жидкости и опять появится потребность в замене лифтовых колонн на меньший диаметр. Устранить все вышеописанные недостатки возможно посредством технологии эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам.
В ходе промысловых испытаний концентрические лифтовых колонны хорошо себя проявили (на Медвежьем НГКМ - скв.722, 814, Ямбургском НГКМ - скв 7136, 7193, Уренгойском НГКМ - скв.514). После внедрения технологии концентрического лифта скважины работают с максимально возможными рабочими дебитами без продувок.
Список использованной литературы
1. Ваганов Ю.В. Изоляция притока пластовых вод с помощью колтюбинговой установки на газовых месторождениях Западной Сибири / Ю.В. Ваганов, А.В. Кустышев, Э.Ш. Мамедкаримов // Время колтюбинга. - 2013. - №2 (044). - С.30-36.
2. Величкин А.В. Способы повышения надежности работы низкодебитных скважин в условиях их обводнения // Наука и техника в газовой промышленности. - 2013. - №1. - С.40-41.
3. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник. Изд.2, перераб. и доп.М. "Недра", 1971г, стр.312.
4. Дикамов, Д.В. Совершенствование технологии эксплуатации скважин сеноманских залежей по концентрическим лифтовым колоннам на поздней стадии разработки: диссертация. кандидата технических наук: 25.00.17/Дикамов Дмитрий Владимирович. - М., 2011. - 102 с.
5. Дикамов Д.В. Техника и технологии для эксплуатации месторождений на заключительной стадии разработки // Газовая промышленность. - 2014. - №9.
6. Зотов Г.А. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Зотов Г.А., Алиев З.С., М., "Недра", 1980. - 301 с.
7. Козинцев А.Н. Низконапорный газ. Проблемы и перспективы его использования / Козинцев А.Н., Величнин А.В. // Наука и техника в газовой промышленности. - 2013. - №1. - С.10-12.
8. Козинцев А.Н. Опыт использования поверхностно-активных веществ на Медвежьем месторождении / Козинцев А.Н., Лапердин А.Н., Величкин А.В. Ермилов О.М. // Наука и техника в газовой промышленности. - 2013. - №3. - С.35-38.
9. Корякин А.Ю. Перспективные направления развития промыслового оборудования сеноманских УКПГ на Уренгойском месторождении / А.Ю. Корякин, О.А. Николаев, В.В. Семенов, А.В. Семушкин // Газовая промышленность. - 2014. - №7. - С.68-71.
10. Кустышев А.В. Проблемы и пути повышения эффективности эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки / А.В. Кустышев, А.С. Епрынцев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2011. - №9. - С.59-64.
11. Ли Джеймс. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин / Ли Джеймс, И. Генри, М. Уэллс; пер. с англ. - М: ООО "Премиум инжиниринг", 2008. - 384 с.
12. Минликаев В.З. Новый этап совершенствования технологий эксплуатации скважин сеноманских залежей / В.З. Минликаев, Д.В. Дикамов, А.Ю. Корякин, В.Ф. Гузов, М.А. Донченко, В.И. Шулятиков // Газовая промышленность. - 2014. - №3. - С.85-88.
13. Минликаев В.З. Эксплуатация самозадавливающихся скважин в условиях завершающего этапа разаботки месторождения / В.З. Минликаев, Д.В. Дикамов, А.Г. Глухенький, И.В. Мельников, И.В. Шулятиков // Газовая промышленность. - 2010. - №2. - С.76-77.
14. Мормышев В.В. Особенности диагностики источников обводнения газоконденсатных скважин Уренгойского НГКМ при планировании геолого-технических мероприятий / В.В. Мормышев, А.Н. Нестеренко, Т.Н. Кораблева, Р.Ф. Шарафутдинов // Газовая промышленность. - 2014. - №7. - С.27-32.
15. Плоское А.А. Фильтрация конденсационной воды в пласт в работающих скважинах сеноманских залежей / А.А. Плоское, И.В. Шулятиков, В.З. Минликаев, Д.В. Дикамов, С.Н. Меньшиков, В.В. Моисеев, И.Е. Якимов, В.В. Гончаров // Газовая промышленность. - 2013. - №5. - С.62-66.
16. Шихалиев И.Ю. Повышение надежности эксплуатации скважин за счет применения комплекса эффективных технологий / И.Ю. Шихалиев, С.Н. Мохов, P. P. Гасумов // Газовая промышленность. - 2012. - №7. - С.37-40.
17. Основные технико-технологические решения по реконструкции газовых промыслов медвежьего месторождения, 2010, т.1
18. Проект разработки сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения, 2010;
19. Проект разработки сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения, 2005;
20. Рекомендации по проведению газогидродинамических исследований скважин, определению пластового давления и рабочих параметров скважин: Р Газпром добыча Надым 021-2010. - Надым, 2010. - 40 c.
21. Технологический регламент на эксплуатацию установки комплексной подготовки газа цеха (ГП) по добыче газа и газового конденсата № 9 месторождения "Медвежье", 2012 - 206 с;
22. Технические требования к внутрискважинному оборудованию, фонтанной арматуре и обвязке устья для эксплуатации скважин сеноманских залежей Надым-Пур-Тазовского региона по концентрическим лифтовым колоннам: Р Газпром 2-3.3-555-2011. - М., 2011. - 17 с.
