Тюменниигипрогаз

Секция 2

Определение оптимального режима эксплуатации скважины для выноса жидкости с забоя

Пеливанов Ю. П., Токарев Д. К. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Основным условием для выноса жидкости к устью скважины является обеспечение необходимой скорости потока газа. Критическая скорость является показателем момента равновесия системы, при котором частицы жидкости будут находиться во взвешенном состоянии.

Для расчета критической скорости газового потока в вертикальной трубе широко используются методы Тернера и Точигина для капельной

ипленочной моделей осаждения жидкости соответственно.

Всвою очередь авторы полагают, что помимо представленных моделей, с большой долей вероятности, возможен вариант, при котором поток восходящего газа будет огибать одиночную частицу жидкости, находящуюся на стенке трубы. При достижении определенной скорости газа частица жидкости будет уноситься со стенки трубы, тем самым препятствуя формированию пленки.

На основе подхода Тернера было сформулировано уравнение для расчета критической скорости для частиц жидкости, находящихся на стенке вертикальной и горизонтальной трубы.

Для проверки методики сделана выборка по газовым скважинам с известными значениями водного фактора, полученными по результатам газодинамических исследований. Для каждого из элементов выборки был произведен расчет критических и фактических скоростей по представленным методикам и дебита конденсационной воды. Затем было проведено сопоставление расчетной части с имеющимися фактическими материалами. Для анализа изменений критической скорости газа была построена зависимость от фактических устьевых давлений.

Врезультате было установлено, что наименьшая относительная погрешность наблюдается в случае расчета по авторской методике

исоставляет 22 %. По методикам Тернера и Точигина относительные погрешности составляют 30 % и 27 % соответственно. Таким образом, для практических расчетов оптимального режима эксплуатации скважины для выноса жидкости с забоя рекомендовано использовать авторскую методику, как наиболее достоверную.

Вслучае присутствия в потоке газа конденсационной воды и ретроградного конденсата, рекомендуется производить расчет для воды, ввиду того, что необходимые условия для осуществления выноса конденсационной воды к устью выше, чем у конденсата.

130

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Способ увеличения продуктивности пологой и горизонтальной скважины

Пишногуб О. В. (ООО «Газпром добыча Ямбург»)

Известен способ эксплуатации скважины с использованием фильтров, способных периодически открываться и закрываться, что позволяет увеличивать или уменьшать приток флюида из отдельных участков горизонтального ствола скважины [1, с. 389]. Увеличение или уменьшение притока из отдельного фильтра одновременно вызывает увеличение или уменьшение местных сопротивлений транзитному потоку флюида из отдаленной части ствола скважины.

Недостатком способа является возрастание местных сопротивлений транзитному потоку флюида в стволе при открытии фильтра и недостаточное использование продуктивного потенциала скважины.

Задача заключается в снижении местных сопротивлений при пересечении основного потока флюида в стволе скважины и потоков, поступающих из боковых перфорационных каналов.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в процессе увеличения продуктивности пологой и горизонтальной скважины, включающем перфорацию ствола скважины с созданием перфорационных каналов, эти каналы в стволе скважины создают под углом α между направлением потока флюида в перфорационных каналах и направлением движения основного потока в стволе скважины, который определяют из соотношения 30о <= α<= 90о.

В результате создания перфорационных каналов под углом 30о <= α <= 90о снижаются местные сопротивления в местах притока флюида в ствол скважины и, как следствие, увеличивается продуктивность и дебит скважины.

На рис. 1 изображена схема потока в перфорированной обсадной колонне. Стрелками показано направление потока флюида.

Рис. 1. Схема потока в перфорированной обсадной колонне 1 - обсадная колонна; 2 - перфорационный канал

131

Секция 2

В случае простого слияния двух одинаково направленных потоков, движущихся с различными скоростями, имеет место обычное турбулентное смешение потоков (удар), сопровождаемое, как известно, определенными потерями напора. В процессе этого смешения происходит обмен количествами движения между частицами жидкости, обладающими различными скоростями. Этот обмен в дальнейшем ведет к выравниванию поля скоростей в общем потоке. При этом струя, движущаяся с большими скоростями, теряет часть своей кинетической энергии, передавая ее струе, движущейся с меньшими скоростями (рис. 2) [2].

Рис. 2. Схематическая картина потока в вытяжном тройнике

Таким образом, разность полных напоров между сечениями до и после смешения для струи, движущейся с большими скоростями, будет достаточно большой положительной величиной. Эта разность будет возрастать вместе с частью энергии, передаваемой струе, движущейся с меньшими скоростями. Следовательно, коэффициент сопротивления, определяемый как отношение этой разности полных напоров к среднему скоростному напору в данном сечении, тоже будет величиной положительной.

Запас энергии струи, движущейся с меньшими скоростями, при смешении увеличивается.

Таким образом, в общем случае основные потери напора в вытяжном тройнике складываются из потерь на:

132

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

––турбулентное смешение двух потоков, обладающих различной скоростью (удар);

––поворот потока при выходе его из бокового ответвления в сборный рукав;

––расширение потока в диффузорной части.

Список литературы:

1.Ванифатьев В. И., Дудаладов А. К. и др. Техника и технология применения комплекса КРР-146 для регулируемого разобщения горизонтальных скважин // Вестник ассоциации буровых подрядчиков. 2002. № 1. С. 16–17.

2.Идельчик И. Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. М.: Машиностроение, 1992. 672 с.

133

Секция 2

Особенности ретроградных процессов при разработке месторождений в режиме естественного истощения

Поляков А. В. (филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта)

Разработка газоконденсатных месторождений в режиме естественного истощения пластовой энергии имеет определенные стадии, характеризующие состояние энергетического потенциала пласта. На протяжении жизненного цикла месторождения происходят закономерные изменения состава и свойств добываемой продукции, обусловленные развитием ретроградных процессов. Для недонасыщенной газоконденсатной системы снижение пластового давления от начального до давления начала конденсации характеризуется постоянством состава пластового газа и содержания в нем конденсата. Изменения состава и свойств добываемого конденсата в этот период могут быть обусловлены различиями условий отбора (давление и температура сепарации). Снижение пластового давления ниже давления начала конденсации приводит к выпадению конденсата в пласте и снижению его содержания в добываемом газе. Подобные тенденции можно считать классическими, наблюдаемыми на всех разрабатываемых месторождениях.

Вступление месторождения в завершающую стадию разработки сопровождается снижением пластового давления в область давления максимальной конденсации. В ближайшем будущем это ожидает уникальные месторождения Западной Сибири (Уренгойское, Ямбургское и др.), долгие годы определявшие добычу углеводородного сырья в России. Для этих месторождений (эксплуатационные объекты валанжинских залежей) текущее пластовое давление всего на 2–5 МПа выше давления максимальной конденсации, принятого по прогнозным зависимостям. При этом начальное содержание конденсата в пластовом газе (Уренгойское НГКМ – III и IV объекты, Ямбургское НГКМ – I и II объекты) снизилось в два-три раза.

Проектируемые давления забрасывания, как правило, несколько ниже давления максимальной конденсации, инновационные технологии направлены на его понижение. Поэтому в настоящее время все больше внимания уделяется установлению закономерностей изменения газоконденсатной характеристики (ГКХ) в области низких пластовых давлений.

Практическим решением данного вопроса занимаются в процессе контроля ГКХ Вуктыльского и Оренбургского НГКМ.

134

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Текущее пластовое давление по некоторым эксплуатационным скважинам Оренбургского НГКМ снизилось до 2,6–3,6 МПа, что ниже принятого давления максимальной конденсации. Для Вуктыльского НГКМ, имеющего этаж газоносности 1440 м, пластовое давление находится ниже давления максимальной конденсации и составляет 2,5 МПа (снизилось на 93 %).

Научные исследования и ретроспективный анализ разработки месторождений позволили детализировать характер изменения состава и свойств добываемых пластовых флюидов в широком диапазоне изменения пластового давления (от начального до текущего). Это повысило обоснованность идентификации происходящих в пласте процессов, подтвердило развитие процессов прямого испарения, обеспечило достоверность учета и прогноза добычи углеводородного сырья на Вуктыльском НГКМ. Разработанный методический подход проведения экспериментальных исследований на установках фазовых равновесий применительно к различным стадиям снижения пластового давления был апробирован на рекомбинированных пробах пластового газа других нефтегазоконденсатных месторождений Тимано-Печорской провинции, а также Уренгойского и Ямбургского НГКМ.

Несмотря на то что разрабатываемые газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения ОАО «Газпром» имеют различные характеристики коллекторов, находятся в широком диапазоне давлений и температур и разнообразны по качественным и количественным характеристикам углеводородов, полученные результаты, несомненно, будут востребованы при организации контроля ГКХ на завершающей стадии их эксплуатации.

135

Секция 2

Технологическая жидкость на основе сухой смеси для проведения ремонтных работ на месторождениях с АНПД

Пушкарёва С. В., Супрунов В.А. (ОАО «СевКавНИПИгаз»)

На современном этапе развития отечественной газодобывающей отрасли острой становится проблема сохранения достигнутого уровня добычи газа. При этом особое внимание уделяется совершенствованию технологии повышения и восстановления производительности скважин [1].

Если периоды нарастающей и постоянной добычи отличаются относительно стабильной работой эксплуатационных скважин, то период падающей добычи, как правило, сопровождается осложнениями в их работе. Особые трудности возникают при проведении работ на месторождениях с аномально низким пластовым давлением (АНПД). В процессе проведения ремонтных работ в скважине наиболее существенное влияние на фильтрационную характеристику пласта оказывают тип и реологические свойства технологических жидкостей [2].

Для максимального сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов в процессе проведения ремонтных работ в скважинах в качестве жидкости глушения широко используются растворы на углеводородной основе (прямые и обратные эмульсии).

В связи с этим специалистами ОАО «СевКавНИПИгаз» была предложена нетоксичная и эффективная технологическая жидкость на основе сухой смеси полимеров, позволяющая повысить эффективность процесса глушения и ремонта скважин в условиях АНПД.

Указанная смесь является основой для жидкости глушения скважин, обеспечивающей ее небольшую плотность, низкую фильтрацию, дающей возможность сохранять естественную проницаемость пласта. Смесь предназначена для стабилизации и регулирования реологических и технологических свойств жидкостей для глушения скважин.

Жидкость глушения на основе сухой смеси обладает рядом преимуществ:

––не содержит твердой фазы, что обеспечивает сохранность фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта;

––обладает высокой ингибирующей способностью, что поз­ воляет исключить набухание пород коллектора;

136

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

––обладает сокращенными сроками приготовления;

––морозостойкостью до минус 45 °С;

––не вступает в химические реакции с породой и пластовой жидкостью;

––обладает постоянными структурно-механическими свойствами на весь период проведения ремонтных работ;

––технология приготовления предусматривает использование стандартного оборудования и насосных агрегатов.

С целью определения влияния на проницаемость технологиче-

ской жидкости на основе сухой смеси проведен комплекс лабораторных исследований. В рамках эксперимента проводилось изучение изменений проницаемости порового пространства керна при воздействии на него жидкости глушения. В результате установлено, что: проницаемость образцов керна после воздействия жидкости глушения не снизилась; применение жидкости глушения совместимо со всеми реагентами и материалами, используемыми при капитальном ремонте.

Жидкость глушения на основе сухой смеси можно использовать в качестве состава для временного блокирования пласта при вводе в нее органоминерального реагента. Блокирующая жидкость имеет небольшие значения показателя фильтрации, что способствует сохранению коллекторских свойств продуктивного пласта, поскольку проникновение в него фильтрата не происходит. При небольших давлениях блокирующая жидкость удаляется из пласта (деблокируется). Исследование блокирующих свойств (давления прорыва и давления деблокирования) проводилось на установке УИПК-1М и искусственных кернах, моделирующих коллектор сеноманских отложений.

На Юбилейном НГКМ, Комсомольском ГМ, Медвежьем НГКМ проведены работы по глушению скважин с использованием разработанных специалистами ОАО «СевКавНИПИгаз» блокирующего состава и технологической жидкости на основе сухой смеси. Подбор рецептур жидкости глушения производился с учетом требуемых технологических параметров, температуры окружающей среды и геолого-технических характеристик ремонтируемых скважин. Основные структурно-механические и реологические свойства жидкости глушения: плотность ρ = 984,5 кг/м3; условная вязкость – 74 с; эффективная вязкость ηэф = 25мПа; пластическая вязкость η= 16 мПа·с; предельное динамическое напряжение сдвига τ0 = 86 дПа; статическое напряжение сдвига 1/10 ϴ = 28/33 дПа;

137

Секция 2

фильтрация F = 3,5 см3/30 мин. Использование блокирующего состава позволило надежно заблокировать пласт, максимально сохранить фильтрационные свойства, значительно уменьшить поглощения и проявления, сократить время освоения скважины.

По результатам промысловых испытаний на скважинах, где проводился ремонт с применением жидкости глушения на основе сухой смеси, отмечается экономия транспортных расходов и снижение затрат за счет уменьшения времени на приготовление технологической жидкости. Жидкость глушения на основе сухой смеси готовится в полевых условиях простым смешиванием основных компонентов, и не требует специального оборудования. Применение рецептур технологических жидкостей на основе сухой смеси позволяет предохранить призабойную зону от загрязнения в процессе проведения ремонтных работ. На данный момент продолжаются работы по корректировке соотношения ингредиентов, входящих в состав жидкости глушения.

Список литературы:

1.Гасумов Р. А., Гасумов Э. Р. Геолого-технические мероприятия как основа обеспечения надежности фонда скважин // Газовая промышленность. 2012. № 7. С. 29–32.

2.Гасумов Р. А., Минликаев В. З. Техника и технология ремонта скважин. М.:

ООО «Газпром экспо», 2013. Т. 1. 360 с.; Т. 2. 267 с.

138

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Внутрискважинное оборудование для эксплуатации глубоких скважин Бованенковского месторождения

Рахмонов А. А. (ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет»)

Эксплуатация газовых скважин Бованенковского месторождения осуществляется с использованием зарубежного внутрискважинного оборудования. Основными поставщиками комплексов подземного оборудования на месторождение являются фирмы Weatherford и Baker Oil Tools, Inc. В целях выполнения программы импортозамещения на месторождении начата поставка отечественного оборудования Воронежского механического завода и научно-производственной фирмы (НПФ) «Нефтегаздеталь».

Основными элементами поставляемых комплексов являются клапаны-отсекатели и эксплуатационные пакеры.

Клапан-отсекатель предназначен для герметичного перекрытия проходного сечения лифтовой колонны в случае возникновения аварийной ситуации. Для повышения оперативности управления скважинами клапаны поставляются в виде устройств, управляемых с поверхности и позволяющих в любое время закрыть клапан и вновь открыть его.

Конструкции поставляемых клапанов практически идентичны. Отличие заключается в том, что в комплекте Воронежского механического завода помимо собственно управляемого клапана-от- секателя имеется дублирующий механический клапан-отсекатель. Он устанавливается в скважине в случае отказа основного управляемого клапана-отсекателя или выхода из строя кабеля управления и управляется автономно под действием перепада давления на диафрагме клапана.

В ходе сравнительного анализа клапанов-отсекателей управляемого и механического выявлено, что механический клапан выдерживает большее давление при опрессовке (35 МПа в сравнении с 21 МПа у устьевого клапана), что можно объяснить местом установки. Устьевой клапан устанавливается в приустьевой зоне на глубине не более 50 м, а механический клапан может устанавливаться на любой глубине, что является его заметным преимуществом. Негативным моментом механического клапана является то, что он не может быть повторно открытым без его извлечения из скважины, а следовательно без ее глушения, что отрицательно сказывается на

139